Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO
FACULTAD DE INGENIERÍA
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y
Utilizando Sistemas Artificiales de Producción
TESIS
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:
INGENIERO PETROLERO
PRESENTA:
ISRAEL VELÁZQUEZ MILLÁN
DIRECTOR DE TESIS:
M. I. JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
MÉXICO, D.F. MARZO 2014
Agradecimientos
Esta tesis representa el final de una etapa en mi vida, así como el comienzo de
otra, terminan las horas de tareas escolares, de investigaciones, de días de clase,
de exámenes, en pocas palabras termina mi etapa como estudiante y al mismo
tiempo inicia una etapa nueva, llena de retos, de nuevas aventuras, nuevos
miedos pero sobre todo de nuevas satisfacciones.
El camino no fue fácil, para nada, fue un camino lleno de obstáculos, de retos
de cosas que afrontar y miedos que vencer, pero que al final logre vencer con la
ayuda de muchas personas y el esfuerzo propio. Esta tesis representa la
culminación de una carrera profesional que curse en 4 años y medio, pero que
para nada duro ese tiempo, esta carrera comenzó bastante tiempo atrás. Todo
empezó hace 17 años en las aulas de una pequeña primaria llamada ―José
Azueta‖, donde un niño con miedos y temores comenzó un camino, el camino del
aprendizaje, uno a uno llegaron los conocimientos; leer, escribir sumar, restar,
multiplicar, dividir y así unos tras otros eran los pequeños pasos en el andar del
conocimiento. Vino la secundaria con sus inquietudes, con los cambios de
cualquier persona, en una edad para muchos la más complicada de vivir y así fue
como otra pequeña escuela la Secundaria Federalizada 151 ―Vicente Guerrero‖,
me abrió sus puertas, nuevos conocimientos llegaron a mi vida, al mismo tiempo
nuevos obstaculos, pero también nuevas convicciones de saber que aun quedaba
mucho por aprender. Llego la prepa, un sueño, si un sueño pertenecer desde la
Preparatoria a la mejor Universidad de América Latina, la Universidad Nacional
Autónoma de México, gracias muchas gracias a la Preparatoria No. 3 ―Justo
Sierra‖ por brindarme la oportunidad de desarrollarme en sus aulas, por el
conocimiento, el vasto conocimiento del que fui beneficiario en esta escuela
encargada de brindarme fuertes bases no solo en mi vida académica si no en mi
vida personal. Así fue como llegue hasta la Facultad de Ingeniería, donde se me
formo como profesionista, donde recibí la mejor instrucción que se puede recibir
en la carrera de Ingeniero Petrolero.
Tiempo bastante, retos muchos, miedos todos, trabajo y esfuerzo siempre,
todos los días, son las palabras que mejor describen esta etapa de mi vida que
esta a punto de concluir, fue difícil, me esforcé mucho, trabaje con disciplina y
esmero, pero el trabajo el esfuerzo y por consecuente los logros y beneficios no
son solo míos, detrás de mi están muchas personas que se han encargado de
estar a mi lado en todo momento por ello quiero agradecerles.
Primeramente a Dios, por prestarme vida, fuerzas y energías y así permitir que
pudiera cumplir uno de mis sueños, el concluir una carrera universitaria, así como
brindarme una familia amorosa que siempre estuvo y está conmigo pase lo que
pase.
También a la Universidad Nacional Autónoma de México, por ser mi alma
mater, por brindarme los mejores conocimientos, por formarme en sus aulas, en
nivel bachillerato y en nivel licenciatura, de verdad gracias a mi UNAM, siempre
seré puma de corazón, de sangre azul y piel dorada, porque sin esta institución
hubiera sido muy difícil lograr algo en mi vida, mucho de lo que soy se lo debo a
esta grandiosa universidad y estoy seguro que esta me permitirá abrirme paso
como profesionista de verdad muchas gracias Universidad Nacional Autónoma de
México.
A la Facultad de Ingeniería, gracias por abrirme tus puertas, gloriosa facultad,
por permitirme ser parte de la mejor Facultad de Ingeniería del país por todo el
conocimiento que me brindaste a partir de los profesores que estuvieron conmigo
a lo largo de la carrera, por formarme como Ingeniero. Todo lo que aprendí bajo
tus puertas son las bases de una vida profesional que hoy comienza, gracias por
la formación que me brindaste.
A mi familia gracias, porque hoy no termina mi esfuerzo, termina el esfuerzo de
todos nosotros de una familia, hoy termina el esfuerzo de la familia Velázquez
Millán, gracias por brindarme su cariño su comprensión y sobre todo una familia,
por que los logros no los puedes conseguir solo, siempre necesitas alguien que
este contigo y ustedes estuvieron conmigo durante todo esté tiempo.
A mi madre, Julia Millán Cortez, gracias mamá, por tus cuidados, por
consentirme, por tus apapachos y tus regaños, porque siempre estuviste conmigo,
porque siempre tuviste una palabra para mi, y sobre todo por la educación que me
brindaste también gracias por que cuando llegaba cansado a casa y con hambre
después de días largos y pesados de escuela, siempre tuviste comida para mi,
porque te hiciste cargo de toda una familia y para mí siempre serás la mejor ama
de casa gracias por todo lo que haces por mí, sin ti detrás de mi no hubiera
logrado nada.
A mi padre, Eufemio Velázquez del Rosal, papá gracias, por estar conmigo en
todo este tiempo, por apoyarme en mis decisiones, por tus consejos tus disciplinas
pero sobre todo gracias por ser mi padre, por la ayuda que me brindaste en todo
este tiempo, porque gracias a ti no me tuve que preocupar por cómo iba a costear
mis estudios y nunca tuve un reproche de tu parte, gracias por enseñarme que
siempre hay que seguir adelante y luchar por conseguir los objetivos, por
enseñarme que la única forma de tener un buen futuro es el trabajo, por
permitirme desarrollarme como profesional, sin ti y sin mamá junto a mi no lo
hubiera logrado.
A mis hermanas, Elizabeth, Angélica, Mayte y Diana, gracias por ser mis
hermanas, porque a pesar de peleas, bromas o burlas, siempre seremos
hermanos y todo este tiempo pude contar con ustedes y siempre que las necesité
estuvieron ahí para mi, gracias por su cariño y por su compañía gracias a ustedes
y a nuestros papas somos una familia que siempre estuvo unida en todo este
tiempo y sé que esté logro ustedes lo saben no solo es mío, es de los 5 pero en
especial de nosotros tres, Mayte y Diana, se que todo el tiempo me apoyaron y
fueron parte importante en todo esto.
A ti Kenia porque a pesar de que llegaste en la última etapa de todo este
tiempo, llegaste en el momento que te necesitaba, a partir de que estás conmigo,
me brindaste comprensión, tu ayuda, pero sobre todo tu amor, eres parte
importante de todo esto, gracias por tus palabras de ánimo, de consuelo pero
sobre todo porque a pesar de lo cansado o difícil de los días siempre me hiciste
sonreír y no desesperarme, porque estuviste conmigo y nunca me dejaste solo.
Cuando bajaba los brazos siempre me dijiste que no lo tenía que hacer que era
momento de redoblar esfuerzos y los redoblamos juntos por todo tu apoyo gracias,
porque eres importante en mi vida, por que como mi novia fuiste parte de todos
mis esfuerzos gracias por tu ayuda.
A mis amigos porque sin ustedes no hubiera sido posible esto, por que hicieron
más ameno en tiempo que pasábamos en la escuela, a todos aquellos que fueron
mis amigos durante todo este tiempo, pero sobre todo quienes más me apoyaron
fueron mi grandes amigos, que tuve la oportunidad de conocer en la Preparatoria y
la Universidad, gracias amigos por los momentos de risas, de juegos, de fiestas,
pero también de trabajo y de tareas, gracias a todos ustedes si no menciono
alguno, ustedes saben quienes son parte de todo esto. Jonathan, Gustavo,
Armando, José Luis, Eber, Alejandro, Francisco, Julio, y a mis amigas Erika y
Mayret.
A mis profesores en especial a usted M.I. José Ángel Gómez Cabrera, por
haber sido mi director de tesis, por brindarme su tiempo y apoyarme en todo lo
requerido para este trabajo gracias por permitirme trabajar con usted fue un
privilegio. Así como a mis sinodales para mi examen profesional, Ing. José Agustín
Velasco Esquivel, Ing. Mario Becerra Zepeda, M.I. Saúl Bautista Fragoso, Dr.
Edgar Ramírez Jaramillo, a ustedes también gracias por prestarme de su tiempo y
por brindarme sus consejos y mejoras para estas tesis.
A todos ustedes, todas las personas mencionadas, todo mi reconocimiento y
gratitud son parte importante en mi vida y autores junto conmigo de este logro.
Ve el horizonte feliz y ponte la meta más alta, porque no significa que es la más
complicada, significa que es la que mayor satisfacción te dará.
INDICE
Introducción …………………………………………………………………………… 1
Capítulo 1
Introducción a la Explotación en Pozos Petroleros………………….. 3
1.1.- Pozo Petrolero……………………………………………………………………. 4
1.2.- Mecanismos naturales de producción…………………………………………. 4
1.3.- Tipos de yacimientos de hidrocarburos………………………………………... 5
1.4.- Metodos primarios de recuperación……………………………………………. 7
1.4.1 Empuje por la expansión del líquido y la roca………………………………. 7
1.4.2 Empuje por gas disuelto liberado…………………………………………….. 8
1.4.3 Empuje por casquete gaseoso………………………………………………... 9
1.4.4 Empuje por entrada de agua…………………………………………………. 10
1.4.5 Empuje por segregación gravitacional………………………………………. 11
1.4.6 Combinación de empujes…………………………………………………...... 11
1.5.- Sistema Integral de Producción………………………………………………… 12
1.6.- Sistema Natural…………………………………………………………………… 16
1.7.- Sistema Artificial………………………………………………………………….. 16
Capítulo 2
Explotación de Pozos Fluyentes………………………………………… 19
2.1.- Comportamiento de afluencia al pozo………………………………………… 20
2.1.1 Efecto de abatimiento de presión sobre la relación gas/aceite (R)……… 23
I
2.1.2 Variación del índice de productividad con la producción acumulada…… 25
2.1.3 Curvas de Standing………………………………………………………….... 29
2.2.- Comportamiento del flujo vertical………………………………………………. 32
2.3.- Comportamiento del flujo a través de un estrangulador…………………….. 39
2.4.- Selección del Sistema Artificial de Producción………………………………. 41
Capítulo 3
Explotación de pozos por el Sistema de Bombeo Neumático (BN)…….... 47
3.1.- Generalidades…………………………………………………………………….. 47
3.1.1 Bombeo neumático continuo………………………………………………… 48
3.1.2 Bombeo neumático continuo………………………………………………… 49
3.2.- Características de las válvulas de BN………………………………………… 51
3.2.1 Nomenclatura de las válvulas de Bombeo Neumático………………….… 51
3.2.2. Mecanismo de las Válvulas Subsuperficiales de BN…………………….. 52
3.2.3. Clasificación de las Válvulas de Bombeo Neumático……………………. 54
3.2.4. Presión, Área y Relación de Fuerzas…………………………………….... 59
3.2.5 Válvula operada por presión del gas de inyección……………………...… 61
3.2.6. Válvula de BN Operada por Fluidos……………………………………….. 86
3.3.- Clasificación de las instalaciones de BN……………………………………… 95
3.3.1. Instalación Abierta……………………………………………………………. 95
3.3.2. Instalación Semicerrada………………………………………………..…… 97
3.3.3. Instalación Cerrada………………………………………………………….. 98
3.4.- Diseño de instalación de BN continúo………………………………………… 99
II
3.4.1 Determinación del punto óptimo de inyección en una instalación de
bombeo neumático continúo………………………………………………………… 100
3.5.- Diseño de instalaciones de BN intermitente……………………………….… 109
3.5.1. Ciclo del bombeo neumático intermitente………………………………... 109
3.5.2. Factores a considerar en el diseño de una instalación con bombeo
neumático intermitente…………………………………………………………..…… 111
3.5.3. Procedimientos de diseño para instalaciones de bombeo neumático
intermitente…………………………………………………………………………….. 121
3.6.- Operación de sistemas de BN…………………………………………………. 143
3.7.- Sistemas de compresión……………………………………………………….. 161
3.7.1. Clasificación de los Sistemas de Compresión………………………….. 161
3.7.2. Selección del Compresor…………………………………………………. 162
3.8.- Capacidad del Compresor…………………………………………………...… 163
Capítulo 4
Bombeo Hidráulico Tipo Pistón………………………………………….. 171
4.1.- Generalidades…………………………………………………………………… 171
4.2.- Principio de operación………………………………………………………….. 172
4.3.- Descripción general del sistema………………………………………………. 174
4.3.1. Diagrama de Flujo………………………………………………………..… 174
4.4.- Sistemas de inyección del fluido motriz……………………………………… 175
4.4.1. Circuito Abierto……………………………………………………………… 175
4.4.2. Circuito Cerrado…………………………………………………………….. 177
4.5.- Instalaciones subsuperficiales………………………………………………… 178
4.5.1. Bomba fija………………………………………………………………….... 178
III
4.5.2. Bomba libre………………………………………………………………….. 180
4.6.- Equipo subsuperficial………………………………………………………….. 183
4.6.1. Unidad de Bombeo…………………………………………………………. 183
4.6.2. Cámara de Fondo………………………………………………………...… 184
4.7.- Equipo superficial……………………………………………………………….. 191
4.7.1. Unidad de Potencia……………………………………………………….... 191
4.7.2. Cabezal de Distribución…………………………………………………..... 193
4.7.3. Válvulas de Cuatro Vías………………………………………………….... 195
4.7.4. Conexiones Superficiales………………………………………………….. 197
4.7.5, Sistema de Tanques para el Almacenamiento y Tratamiento del Fluido
Motriz………………………………………………………………………………….... 199
4.7.6. Tuberías Utilizadas…………………………………………………………. 200
4.8.- Consideraciones y cálculos de diseño……………………………………….. 201
4.8.1. Circuito Abierto o Circuito Cerrado del Fluido Motriz………………...… 202
4.8.2. Gas Producido………………………………………………………………. 202
4.8.3. Bombas Subsuperficiales………………………………………………….. 203
4.8.4. Gasto del Fluido Motriz…………………………………………………….. 210
4.8.5. Fricción en la Bomba………………………………………………………. 211
4.8.6. Cálculo de las Presiones…………………………………………………... 216
4.8.7. Procedimiento para el Diseño de Equipo en un Pozo………………….. 226
4.9. Aplicación del Bombeo Hidráulico Tipo Pistón………………………………. 233
Capítulo 5
Bombeo Hidráulico Jet (chorro)……………………………………….... 237
5.1.- Planteamiento………………………………………………………………….... 237
IV
5.2.- Tipos de bombas Jet……………………………………………………………. 239
5.3.- Teoría de las bombas Jet………………………………………………………. 240
5.3.1. Antecedentes……………………………………………………………...… 240
5.3.2. Teoría General…………………………………………………………….... 241
5.3.3. Eficiencia…………………………………………………………………….. 248
5.3.4. Curvas de Comportamiento Adimensionales…………………………… 248
5.3.5 Flujo en la tobera……………………………………………………………. 251
5.3.6 Cavitación……………………………………………………………………. 252
5.3.7. Efecto de la Contrapresión de Descarga………………………………… 255
5.4.- Diseño de instalaciones de bombeo hidráulico Jet………………………… 260
5.4.1 Toberas y Cámaras de mezclado para la aplicación en el campo……. 260
5.4.2 Dimensionamiento de una bomba Jet para un pozo……………………. 265
5.4.3 Cavitación y Porcentaje de sumergencia en un pozo………………….. 265
5.4.4 Cálculo de la presión de entrada………………………………………….. 268
5.4.5 Procedimiento para dimensionar un pozo productor (sin gas)……….. 269
5.5.- Bombeo hidráulico Jet en un pozo cuando la relación gas – aceite es
mayor que cero……………………………………………………………………...… 278
Conclusiones y Recomendaciones….............................................................. 294
Anexo A
Crudos Pesados...……………………………………………………………... 302
Anexo B
Aseguramiento de Flujo……………………………………………………… 324
Bibliografía……………………………………………………………………………. 348
V
VI
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Introducción
Hoy en día en México la Industria Petrolera sigue siendo la más importante a
nivel nacional, aunque ahora nos enfrentamos a nuevos retos, la producción total
por año de nuestro país, en los últimos años vemos que disminuye en
comparación a los años donde tuvo sus máximos picos de producción debido a la
explotación del yacimiento Cantarell, el cual poco a poco deja de aportar tanta
cantidad de hidrocarburos como lo hizo algunos años atrás, en consecuencia
nuestra producción baja, por lo cual es indispensable encontremos nuevos
yacimientos para poder incrementar nuestra producción como país, pero también
existe otra alternativa. Aun existen muchos pozos que pueden producir grandes
volúmenes de hidrocarburos, con el problema de que ya no pueden fluir solos, es
decir aun tienen aceite y gas pero la energía propia del yacimiento ya no es capaz
de que estos fluidos salgan hasta la superficie, es por ello necesario implementar
Sistemas Artificiales de Producción, (SAP).
Gracias a que los precios de la energía son altos, esto nos permite poder
recurrir a los Sistemas Artificiales de Producción como un método confiable y
rentable para poder producir el aceite y gas con el que todavía se cuenta en el
subsuelo. Cuando se descubrió Cantarell en México muchos pozos que aun
contaban con aceite y gas fueron abandonados debido a que producían poco y los
gastos de producción eran altos, por lo cual se prefirió invertir en Cantarell, pero
ahora es necesario regresar a aquellos pozos que cuenten con aceite y gas aun
por extraer. Lo cierto es que estos pozos ya no pueden producir solos por eso los
Ingenieros Petroleros debemos buscar de acuerdo a las características de cada
pozo cual es el SAP más adecuado para ellos.
Si bien es cierto que los SAP nos son un tema nuevo en la industria petrolera,
ahora es necesario que como ingenieros los conozcamos mejor, nos
familiaricemos con cada uno de ellos, sepamos sus ventajas y desventajas, así
como las condiciones dentro de las cuales pueden ser implementados, y más
importante aun que conozcamos como se realiza la instalación de estos y el
diseño de ellos, pues somos nosotros los Ingenieros Petroleros los encargados de
decidir cuándo y en qué condiciones se instalara cualquiera de los SAP.
Por ello este trabajo pretende dar un panorama general de lo que es la
producción de pozos por energía propia del yacimiento y utilizando Bombeo
Neumático, Bombeo Hidráulico Tipo Jet y Bombeo Hidráulico Tipo Pistón. Así
como ejemplos de cómo se realiza el diseño de cada uno de estos.
1
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
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Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
CAPITULO 1
“Introducción a la
Explotación en
Pozos Petroleros”.
2
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
1.- Introducción a la Explotación en Pozos Petroleros.
Un pozo petrolero es un instrumento mediante el cual, lo ingenieros pueden
tener contacto en la superficie, con el yacimiento, es uno de los medios más
confiables que tenemos como ingenieros para poder saber qué es lo que pasa
realmente en el fondo, es decir en nuestro yacimiento.
La explotación de los pozos petroleros, se refiere a como nosotros utilizamos
estos pozos, no solo para tener ese contacto con el yacimiento y saber cuáles son
las condiciones con las que cuenta el yacimiento, sino también para que nosotros
podamos sacar un beneficio del yacimiento, es decir utilizamos a los pozos para
poder a través de ellos sacar fluidos, petróleo, agua, y gas desde el fondo hasta la
superficie. Esto debido a que tenemos que poner a producir nuestros pozos y es
precisamente a esto a lo que entendemos como explotación de pozos petroleros.
Para poder tener una producción de fluidos en la superficie es necesario primero
conocer cuáles son las formas en las que los yacimientos pueden lograr ser
producidos.
Aunque los ingenieros de yacimientos son los principales involucrados en esta
actividad, los geólogos, petrofísicos e ingenieros de producción, son también
responsables de participar activamente, proporcionando datos, revisando y
verificando resultados del análisis del comportamiento del yacimiento.
La extracción de los hidrocarburos en la Industria Petrolera ya sea por energía
propia del Yacimiento o por el auxilio de Sistemas Artificiales de Producción
(SAP), es una tarea preocupante para los Ingenieros Petroleros dedicados a esta
disciplina.
Con el incremento de los costos de energía, la Selección del Sistema Artificial
es de vital importancia, ya que se optimizara el sistema que presente máxima
eficiencia de bombeo y menores costos de instalación y mantenimiento.
En este trabajo se contempla el análisis de la explotación de los pozos
fluyentes, del bombeo neumático y el bombeo hidráulico como sistemas artificiales
de producción.
En cada uno de los capítulos se incluyen los conceptos básicos, el diseño y
algunos ejemplos que dan una mejor comprensión de cada tema.
3
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
1.1.
Pozo Petrolero.
Un pozo petrolero puede ser definido; como un conducto o conexión, entre el
petróleo y gas del yacimiento y la superficie. Este conducto es necesario para
producir el fluido del yacimiento y llevarlo a la superficie. En la performance del
pozo, el volumen de drenaje del yacimiento que fluye hasta el pozo juega un papel
muy importante. Un pozo combinado con el drenaje de un yacimiento,
comúnmente es llamado sistema de producción de petróleo o gas.
1.2.
Mecanismos naturales de producción.
En este capítulo veremos los mecanismos naturales de producción que afectan
el comportamiento del yacimiento y las técnicas usadas para el análisis del
comportamiento y predicción de las reservas.
El comportamiento primario de yacimientos de aceite y gas está regido por:
1.
La viscosidad natural.
2.
La gravedad
3.
Fuerzas capilares.
El yacimiento es caracterizado por la variación en la presión, ritmo de
producción, RGA, RAA, We del acuífero y expansión del casquete gaseoso.
Los factores que afectan el comportamiento del yacimiento, son:
1.
Características geológicas.
2.
Propiedades del fluido y de la roca.
3.
Los mecanismos del flujo de fluidos.
4.
Instalaciones de producción.
Los mecanismos naturales de producción que influyen en el comportamiento
del yacimiento, son:
4
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
YACIMIENTOS DE ACEITE
1. Expansión del sistema roca-fluidos.
2. Empuje de gas en solución.
3. Empuje por casquete gaseoso.
4. Entrada de agua del acuífero.
5. Segregación gravitacional.
6. Combinación de empujes.
YACIMIENTOS DE GAS
1. Agotamiento o expansión del gas.
2. Entrada de agua del acuífero.
3. Combinación de empujes.
1.3.
Tipos de yacimientos de hidrocarburos.
Es necesario saber en primer lugar que fluidos encontramos en nuestro
yacimiento, ya que en nuestro yacimiento puede haber presentes, aceite, gas,
sólidos, en cuanto a hidrocarburos se refiere, además de encontrar agua, y
arenas. Por esta razón, es necesario conocer en que estados encontramos a los
hidrocarburos y cómo podemos llegar de una fase a otra, lo cual lo conocemos
gracias a un diagrama de fases de los hidrocarburos, Fig. 1.1.
5
Temperatura
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Temperatura
Fig. 1.1 Diagrama de fases de los hidrocarburos
Una vez que hemos identificado las diferentes fases de los hidrocarburos,
ahora es necesario identificar, cuales son los tipos de yacimiento que podemos
tener presentes. Esto es importante pues de pendiendo del yacimiento que
tengamos, haremos el diseño de nuestros pozos que más nos convenga y sobre
todo, como utilizaremos los diferentes métodos de recuperación primaria, para ser
mejor y eficiente la explotación de los pozos petroleros.
Principalmente podemos tener 3 tipos de yacimiento Fig. 1.2:
1.- Yacimiento Bajo Saturado.
2.- Yacimiento Saturado.
3.- Yacimiento de Gas
6
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Gas
Aceite
Aceite
Agua
Aceite
Agua
Agua
Agua
Saturado
Bajosaturado
Gas
Agua
Agua
Yacimiento de gas
Fig. 1.2 Principales tipos de Yacimientos Petroleros
1.4.
Métodos primarios de recuperación.
Los métodos primarios de recuperación usan la energía natural del yacimiento
(esto es: empuje de expansión roca y líquido, empuje por gas en solución, entrada
natural de agua, segregación gravitacional y empujes combinados.
La recuperación del aceite se obtiene mediante un proceso de desplazamiento.
El gradiente de presión obliga al aceite a fluir hacia los pozos, pero ese
movimiento se verifica solamente si otro material llena el espacio desocupado por
el aceite y mantiene, en dicho espacio, la presión requerida para continuar el
movimiento de los fluidos. En cierto modo el aceite no fluye del yacimiento, sino
que es expulsado mediante un proceso de desplazamiento, cuyos mecanismos
pueden ser los ya descritos.
1.4.1 Empuje por la expansión del líquido y la roca.
Este proceso de desplazamiento ocurre en los yacimientos bajo saturados,
hasta que se alcanza la presión de saturación. La expulsión del aceite se debe a la
7
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
expansión del sistema. El aceite, el agua congénita y la roca se expanden,
desalojando hacia los pozos productores el aceite contenido en el yacimiento.
Dada la baja compresibilidad del sistema, el ritmo de declinación de la presión con
respecto a la extracción, es muy pronunciada. La liberación del gas disuelto en el
aceite ocurre en la tubería de producción, al nivel en que se obtiene la presión de
saturación. La relación gas aceite producido permanece, por lo tanto, constante
durante esta etapa de explotación e igual a Rsi. La saturación de aceite
prácticamente no varía. La porosidad y la permeabilidad absoluta disminuyen
ligeramente, así como la viscosidad del aceite. El factor de volumen del aceite
aumenta también en forma muy ligera. Debido a estas circunstancias, el índice de
productividad permanece prácticamente constante.
1.4.2 Empuje por gas disuelto liberado.
Una vez iniciada en el yacimiento la liberación del gas disuelto en el aceite, al
alcanzar la presión de saturación, el mecanismo de desplazamiento del aceite se
deberá, primordialmente, al empuje de gas disuelto liberado; ya que si bien es
claro que tanto el agua intersticial y la roca continuarán expandiéndose, su efecto
resulta despreciable, puesto que la compresibilidad o expansibilidad del gas, es
mucho mayor que la de los otros componentes de la formación. El gas liberado no
fluye inicialmente hacia los pozos, sino que se acumula en forma de pequeñas
burbujas aisladas, las cuales por motivo de la declinación de la presión, llegan a
formar posteriormente una fase continua, que permitirá el flujo de gas hacia los
pozos. La saturación de gas mínima para que ocurra flujo del mismo se denomina
saturación de gas crítica. Durante esta etapa, en la que la saturación de gas es
menor que la crítica, la relación gas~aceite producida disminuye ligeramente, ya
que el gas disuelto en el aceite, que se libera, queda atrapado en el yacimiento.
El gas liberado llena totalmente el espacio desocupado por el aceite producido.
La saturación de aceite disminuirá constantemente, a causa de su producción
yencogimiento por la liberación del gas disuelto; por lo tanto, mientras que la
permeabilidad al aceite disminuye continuamente, la permeabilidad al gas
aumentará. El gas fluirá más fácilmente que el aceite, debido a que es más ligero,
menos viscoso y a que en su trayectoria se desplaza por la parte central de los
poros. De esta manera, la relación gas - aceite que fluye en el yacimiento
aumentará constantemente y la relación gas - aceite producida en la superficie
mostrará un progresivo incremento, hasta que la presión del yacimiento se abata
substancialmente. Cuando esto ocurra, la relación medida en la superficie
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Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
disminuirá, debido a que a presiones bajas, los volúmenes de gas en el yacimiento
se aproximan a los volúmenes medidos en la superficie.
Debido a que este tipo de mecanismo se presenta generalmente en
yacimientos cerrados, la producción de agua es muy pequeña o nula. Las
recuperaciones por empuje de gas disuelto son casi siempre bajas, variando
generalmente entre el 5% y el 35% del aceite contenido a la presión de saturación.
1.4.3 Empuje por casquete gaseoso.
El empuje por casquete gaseoso consiste en una invasión progresiva de la
zona de aceite por gas, acompañada por un desplazamiento direccional del aceite
fuera de la zona de gas libre y hacia los pozos productores. Los requerimientos
básicos son:
1. Que la parte superior del yacimiento contenga una alta saturación de gas.
2. Que exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona ocupada
por el casquete de gas.
La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras:
1. Existir inicialmente en el yacimiento como casquete.
2. Bajo ciertas condiciones, pueda formarse por la acumulación del gas
liberado por el aceite al abatirse la presión del yacimiento, a consecuencia
de la segregación gravitacional.
3. La capa de gas puede crearse artificialmente por inyección de gas en la
parte superior del yacimiento, si existen condiciones favorables para su
segregación.
El empuje por capa de gas tendrá lugar en virtud de la expansión del gas del
casquete, debida a la declinación de la presión. Si el volumen de gas libre
inicialmente presente en el yacimiento es grande, comparado con el volumen total
original de aceite, y si no se produce gas libre durante la explotación, la
declinación de presión requerida para la invasión total de la zona de aceite por el
casquete de gas, será ligera. Si por otra parte, el volumen del casquete de gas es
relativamente pequeño, la presión del yacimiento declinará a mayor ritmo,
permitiendo la liberación del gas disuelto y el desarrollo de una saturación de gas
libre en la zona de aceite.
9
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
La recuperación en yacimientos con casquete gaseoso varía normalmente del
20% al 40% del aceite contenido originalmente, pero si existen condiciones
favorables de segregación se puede obtener recuperaciones del orden del 60% o
más.
1.4.4 Empuje por entrada de agua.
El desplazamiento de los hidrocarburos tiene lugar, en este caso, atrás y en la
inter fase agua - aceite móvil. En este proceso el agua invade y desplaza al aceite,
progresivamente, desde las fronteras del yacimiento hacia los pozos productores.
Si la magnitud del empuje hidráulico es lo suficientemente fuerte para mantener la
presión del yacimiento o permitir sólo un ligero abatimiento de ella, entonces el
aceite será casi totalmente recuperado por desplazamiento con agua, puesto que
no habrá liberación de gas en solución o dicha liberación será pequeña y
asimismo el desplazamiento que ocasione.
Tan pronto como el agua invade una sección de la zona de aceite y desplaza
algo de él, la saturación del agua aumenta, la formación incrementa su
permeabilidad al agua y ésta tiende a fluir junto con el aceite.
Como agente desplazante, el agua tiene una ventaja sobre el gas, debido a
que debido a su menor movilidad, un volumen dado de agua introducido en el
espacio poroso desalojará más aceite que el mismo volumen de gas y se
acumulará también en mayor grado, mostrando menor tendencia que el gas a fluir
a través del aceite.
Después que la interfase o contacto agua - aceite alcanza un pozo, su
producción de agua aumenta progresivamente. El proceso se termina al
abandonar el yacimiento cuando se invaden los pozos superiores y su producción
disminuye a un nivel tal que la recuperación deja de ser costeable.
La relación gas - aceite en yacimientos con empuje hidráulico no sufre cambios
substanciales, debido a que al mantenerse alta la presión, se evita la liberación del
gas disuelto.
La recuperación varía normalmente entre el 35% y el 75% del volumen original
de aceite en el yacimiento.
10
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
1.4.5 Empuje por segregación gravitacional.
La segregación gravitacional o drene por gravedad, puede clasificarse como un
mecanismo de empuje; sin embargo, se considera más bien como modificación de
los demás. La segregación gravitacional es la tendencia del aceite, gas y agua a
distribuirse en el yacimiento de acuerdo a sus densidades. El drene por gravedad
puede participar activamente en la recuperación del aceite. Por ejemplo, en un
yacimiento bajo condiciones favorables de segregación, gran parte del gas
liberado fluirá a la parte superior del yacimiento, en vez de ser arrastrado hacia los
pozos por la fuerza de presión, contribuyendo así a la formación o agrandamiento
del casquete de gas y aumentando la eficiencia total del desplazamiento.
Los yacimientos presentan condiciones propicias a la segregación de sus
fluidos, cuando poseen espesores considerables o alto relieve estructural, alta
permeabilidad y cuando los gradientes de presión aplicados, no gobiernan
totalmente el movimiento de los fluidos.
1.4.6 Combinación de empujes.
La mayoría de los yacimientos quedan sometidos durante su explotación a más
de uno de los mecanismos de desplazamiento explicados. Por ejemplo: un
yacimiento grande puede comportarse inicialmente como productor por empuje de
gas disuelto. Después de un corto período de producción, la capa de gas asociado
actúa efectivamente y contribuye substancialmente a desplazar aceite.
Posteriormente, después de una extensa extracción, la presión del yacimiento
caerá lo suficiente como para establecer la entrada de agua del acuífero, de modo
que el empuje por agua se presentará como parte importante del mecanismo de
desplazamiento.
Como se nota se cuentan con diferentes métodos naturales mediante los
cuales se puede poner en producción un yacimiento petrolero, es necesario
conocer al detalle cuales de estos actúan más en el porcentaje de recuperación
para así saber cómo podemos ayudar a nuestro pozo a tener un mejor eficiencia
en su producción, Fig. 1.3. Hay que hacer notar que esta eficiencia de cada
método de recuperación primaria, va en función de la caída de presión en nuestro
pozo.
11
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Una vez que se conocen los diferentes empujes por medio de los cuales los
yacimientos pueden producir hidrocarburos ahora es necesario que conozcamos
los medios por los cuales podemos hacer producir nuestros yacimientos.
Presión del yacimiento, % presión original
1.
2.
3.
4.
5.
Expansión de la roca y líquido
Expansión por gas libre disuelto
Expansión del casquete de gas
Expansión del Agua
Segregación gravitacional
Eficiencia de recuperación, %
Fig. 1.3. Eficiencias de recuperación por Métodos de Recuperación Primaria
1.5 Sistema Integral de Producción.
Un sistema de producción es aquel que tiene la capacidad de transportar fluido
del yacimiento hasta la superficie y separarlo en petróleo, gas y agua. Si es
necesario, el petróleo y el gas, son tratados y preparados para la venta o el
transporte desde el campo. Cualquier caudal de agua producido, también es
tratado y preparado para su re inyección en el yacimiento.
12
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Los elementos mecánicos básicos del sistema de producción son Fig. 1.4:
1. Yacimiento
2. Pozo
3. Líneas de Conducción
4. Estrangulador
5. Línea de descarga
6. Separador
7. Instrumentos de medición
8. Tanque de almacenamiento
1.- Yacimiento: Es la porción de una trampa geológica que contiene
hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema conectado hidráulicamente.
2.- Pozo: Es la perforación que se hace a través de la roca hasta llegar al
yacimiento, en el cual se instalan tuberías y otros elementos con el fin de
establecer un flujo de fluidos controlados desde el yacimiento hasta la superficie.
3.- Línea de conducción: Es la tubería que se encuentra en el pozo y que sirve
para llevar los fluidos desde el yacimiento hasta la superficie, es una tubería
vertical, esta línea también presenta algunas válvulas de seguridad a lo largo de
ella.
4.- Estrangulador: Es un aditamento instalado en los pozos productores para
establecer una restricción al flujo de fluidos, la cual nos permite poder manejar
solamente el gasto deseado en superficie.
5.- Línea de descarga: Son conductos de acero (tubería) que se encuentran en
superficie, que tienen como finalidad transportar la mezcla de hidrocarburos y
agua procedente del pozo, la cual inicia en la cabeza del pozo y termina en la
batería de separación, esta tubería generalmente es horizontal.
13
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
6.- Separador: Es un equipo instalado al final de la línea de descarga que sirve
para separar la, mezcla de crudo, gas y agua proveniente del pozo, pueden ser
horizontales, verticales y/o esféricos.
7.- Instrumentos de medición: Son instrumentos instalados después de del
separador que nos permiten saber las cantidades que tenemos provenientes del
pozo de agua, gas y aceite.
8.- Tanques de almacenamiento: Una vez que han sido separados los diferentes
fluidos que tenemos, se almacenan para su venta y distribución, para lo cual se
utilizan recipientes metálicos de gran capacidad, en los cuales se almacenan la
producción de aceite y gas, estos pueden ser instalados en tierra firme o en mar,
donde se llaman buque - tanques.
Fig. 1.4. Sistema integral de producción
En un sitema integral de producción aparte de sus 8 componente descritos
arriba podemos definir que lo componen cuatro etapas de flujo, en las cuales se
presentan caídas de presión, Fig 1.5.
14
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
1) Comportamiento de entrada de fluidos al pozo o comportamiento de
afluencia al pozo.
2) Comportamiento del flujo vertical.
3) Comportamiento del flujo a través del estrangulador.
4) Comportamiento de flujo de la línea de descarga.
Fig. 1.5. Caídas de presión en un Sistema Integral de Producción
Todos los pozos que producen están clasificados en dos grandes grupos:
15
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
1.6.
Sistema Natural.
Son aquellos pozos que tienen la capacidad de aportar los fluidos del fondo del
pozo hasta la superficie con la energía propia del yacimiento. Esto es, la presión
del yacimiento es suficiente para vencer las caídas de presión presentes en el
aparejo de producción.
1.7 Sistema Artificial.
Son aquellos pozos a los que se les necesita adicionar energía, ya que la
energía del yacimiento no es suficiente para aportar fluidos del fondo del pozo a la
superficie. Esto es, cuando los pozos llegan al fin de su vida de flujo natural, la
presión de fondo puede ser tan baja, que el pozo dejara de producir el gasto
deseado o inclusive que no produzca nada, entonces será necesario implementar
un sistema artificial de producción.
Por otra parte debe tenerse en cuenta que el que un pozo sea fluyente no
significa que no deba ser considerado para algún tipo de sistema artificial en un
tiempo dado. Ya que se le puede suministrar energía indirectamente al yacimiento
mediante inyección de agua o gas para su mantenimiento de presión.
Un Sistemas Artificial de producción tiene como objetivo adicionar energía al
yacimiento, cuando la energía propia de este no alcanza para elevar los fluidos
hasta la superficie.
16
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Referencias Capitulo 1
 M.I. Lucero Aranda Felipe de Jesús, ―Apuntes de Sistemas Artificiales de
Producción‖. Facultad de Ingeniería, UNAM, México 1985.
 Sánchez Medina G. de J. ―Aplicación del BEC en terminaciones
inteligentes‖, Tesis, Facultad de Ingeniería, México 2012.
 Ramirez Sabag, Jetzabeth, Gerardo Lozano Villajuana y Rodolfo Carlos
Perez Tavares. Productividad de pozos petroleros. Mexico, UNAM, Facultad
de Ingenieria, 2007.
 Bashbush Jose Luis, Garaicochea Francisco, ―Apuntes de Comportamiento
de los Yacimientos‖, Facultad de Ingenieria, UNAM, México, 1987.
17
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
CAPITULO 2
“Explotación de
pozos fluyentes”.
18
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
2.- Explotación de pozos fluyentes.
El comportamiento de afluencia se encarga del análisis de los factores que
gobiernan el flujo de fluidos que van de la formación productora al pozo. El análisis
dependerá de si el flujo es laminar o no, en el caso de que el flujo sea laminar, se
cumplirá la Ley de Darcy, en el caso que no se cumpla la Ley de Darcy, se le
denomina flujo no Darciano, y se presentara cuando se tengan yacimientos de gas
o también cuando se tengan altas velocidades de flujo tanto en pozos de aceite
como en pozos de gas, especialmente en regiones cercanas a pozos productores.
El análisis está basado en dos procedimientos, el Índice de Productividad (IP) y
la ecuación de Darcy, los cuales nos permiten evaluar el comportamiento de la
formación.
El comportamiento de afluencia de un pozo representa la capacidad que tiene
el pozo de aportar fluidos, lo cual nos indicara la respuesta de la formación a un
abatimiento de presión en el pozo productor. Esta capacidad de flujo dependerá
en gran medida del mecanismo de empuje y geometría de flujo que actué en el
yacimiento, así como de otras variables tales como la presión del yacimiento,
permeabilidad, viscosidad, saturación de fluidos.
Comportamiento de flujos.
Con el fin de analizar el comportamiento completo del flujo de un pozo, desde
la formación hasta la superficie, es necesario definir tres distintas etapas de flujo:
1.- Comportamiento de entrada de fluidos al pozo o comportamiento de afluencia
al pozo.
2.- Comportamiento del flujo vertical.
3.- Comportamiento del flujo a través de un estrangulador.
En la Fig. 2.1 se ilustra el comportamiento de un pozo fluyente.
19
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
P
q
Fig. 2.1. Diagrama de Presión - Gasto
2.1.
Comportamiento de afluencia al pozo.
La presión de fondo de un pozo en producción se conoce con el nombre de
―presión de fondo fluyendo‖ (Pwf) y a la diferencia entre la ―presión de fondo
estática‖ (Pws) y la Pwf se le llama ―abatimiento de presión‖.
∆p = Pws – Pwf = Abatimiento
(2.1)
El índice de productividad (IP o J) de un pozo, es el gasto de producción de
líquidos por unidad de abatimiento de presión:
(bl/día/
)
en donde q es la producción bruta del pozo (aceite y agua):
q = qo +qw
20
(2.2)
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Cuando el índice de productividad está relacionado al espesor neto de la
formación productora, se denomina: ―índice de productividad específico‖:
(2.3)
Para un flujo radial a partir de un yacimiento horizontal homogéneo,
fase líquida y pequeña compresibilidad:
(
(
)
)
(
)
(
)
(2.4)
(2.5)
donde:
Bo = Factor de volumen del aceite, bl @ cond.yac./ bl @ cond.estandar
h = Espesor neto productor, pies.
Ko = Permeabilidad efectiva al aceite, darcy.
re = Radio de drene del pozo, pie.
rw = Radio del pozo, pie
= Viscosidad del aceite, cp.
La ecuación (2.2) puede escribirse en tal forma que represente una línea
recta.
(2.6)
Donde J se considera constante, independiente de la producción y Pws
también se considera constante en una etapa particular de la vida del pozo.
Cuando:
q=0
Pwf =Pws
Pwf = 0
q = J Pws
lo anterior puede observarse en la Fig. 2.2 de donde
21
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(2.7)
El valor de q en el punto B se llama ―potencial del pozo‖; q` = JPws, es el gasto
máximo que la formación puede aportar al pozo y ocurre cuando Pwf =0.
Cuando la presión de fondo fluyendo es menor que la presión de saturación
(Pb), el índice de productividad no se comporta como una línea recta, Fig. 2.3 y
entonces para un gasto determinado:
(2.8)
Según la ecuación (1.8) el índice de productividad disminuye cuando aumenta
el gasto. Gilbert (2) lo llamó ―comportamiento de afluencia al pozo‖ (IPR), para
diferenciarlo del índice de productividad constante (J, comportamiento lineal).
Antes de efectuar algún cambio en las condiciones de operación de un pozo,
es importante conocer su índice de productividad.
Fig. 2.2. Índice de Productividad Constante
22
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 2.3 Curva de IPR
2.1.1. Efecto de abatimiento de presión sobre la relación gas/aceite (R).
Considerando:



Una zona productora.
Permeabilidad constante.
No se produce agua.
La mayor parte del abatimiento de presión o caída de presión en una formación
productora ocurre en la vecindad del pozo, Fig 2.4.
Suponiendo que Pwf es menor que Pb, cuando el aceite de una formación
productora se mueve hacía el pozo, la caída de presión aumenta a medida que se
acerca a éste, originándose la liberación del gas disuelto en el aceite. Al aumentar
la saturación de gas libre en la vecindad del pozo, aumenta la permeabilidad
relativa al gas (Krg) y disminuye la permeabilidad relativa al aceite (Kro); Fig. 2.5.
Si se aumenta el gasto, la caída de presión es mayor, el efecto anterior se acentúa
23
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
y se reduce el índice de productividad (el cual depende de la permeabilidad
efectiva al aceite, Ko) y se incrementa la R (la cual depende de la permeabilidad
efectiva al gas, Kg).
Por lo anterior, se concluye que si varía el gasto, cuando Pwf < Pb, varía el
índice de productividad (IPR), como se aprecia en la Fig. 2.3.
Fig. 2.4. Caída de Presión en la vecindad del pozo
Fig. 2.5. Curvas de Permeabilidad Relativa en un Sistema Gas - Aceite
24
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
2.1.2. Variación del
acumulada.
índice
de
productividad
con
la
producción
En un yacimiento con gas en solución (bajo saturado) al aumentar la
producción disminuye la presión. Si la presión de la formación es mayor que la
presión de saturación. ―J‖ se mantendrá constante; pero cuando la presión de
saturación sea menor que la presión de la formación, la permeabilidad al gas
aumenta y el índice de productividad disminuye, Fig. 2.6.
Vogel graficó la producción contra la presión de fondo fluyendo como una
función de la producción acumulada y observó la variación del IPR, obteniendo
una curva para cada etapa en la vida productiva de un yacimiento productor
debajo de la Pb, Fig. 2.7.
Fig. 2.6. Variación de J con la Producción Acumulada
25
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 2.7. Curvas de Gas Disuelto para un Yacimiento con Gas Disuelto
Vogel también grafico los mismos datos (Pwf contra q) para distintas
viscosidades y diferentes (R) y observó que las curvas de IPR tenían un
comportamiento similar. Posteriormente convirtió en forma adimensional estas
curvas y obtuvo una curva de referencia, Fig. 2.8, con la cual se puede construir
la curva de IPR para un pozo determinado partiendo de una prueba de producción
y un registro de presiones de fondo.
La ecuación de la curva de Vogel es:
(
Donde:
qo= producción del pozo (bl/día)
Pwf= presión de fondo fluyendo
26
)
(
)
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Pws= presión estática (
qo max= producción máxima cuando Pwf =0
1.2
1
Pwf /Pws
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
qo/qo max
Fig. 2.8. Comportamiento de Afluencia al Pozo de un Yacimiento con Empuje por Gas
Disuelto (Vogel)
Ejemplo 2.1
De la prueba de un pozo se obtuvieron los datos siguientes:
Pws = 3000
Pwf = 2200
qo = 200 bl/día
27
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Determinar:
1. qo max.
2. qo para Pwf = 1500
Solución:
=
1)
= 0.73
Con este valor en la Fig.2.8 se obtiene:
= 0.435
qo max =
=
= 460 bl/día
2) qo cuando Pwf = 1500
=
= 0.5
de la Fig. 2.8 se obtiene:
= 0.7
0.7 qo máx = qo = 0.7 x 460 = 322 bl/día; qo = 322 bl/día.
Ejemplo 2.2:
Trazar la curva IPR para el pozo del ejemplo anterior (Fig. 2.9)
Solución:
Se suponen valores de Pwf y con el auxilio de la curva, de Vogle (Fig. 1.8) se
obtienen las producciones correspondientes, indicadas en la tabla siguiente:
28
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Pwf
(
Qo
(bl/día)
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0
127
235
322
389
435
460
Fig. 2.9. Curva de IPR del Ejemplo 2
2.1.3. Curvas de Standing
En su trabajo, Vogel no toma en cuenta que los pozos pudieran estar dañados,
es decir, que él considera una eficiencia de flujo de 1.0. Standing (4) completa
este trabajo y desarrolla una gráfica con curvas de IPR para eficiencias de flujo
diferentes de 1.0; considerando pozos dañados y pozo estimulados, Fig 2.11.
En la Fig. 2.10 se presenta la distribución de las presiones de fondo de un pozo
dañado que produce con gas disuelto. El factor de eficiencia FE se define como:
FE =
29
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Donde: P´wf = Pwf + ∆Ps
Sustituyendo:
FE =
Fig. 2.10. Presiones de Fondo en un Pozo Dañado
Puede observarse en la Fig. 2.11 que el eje de las abscisas se tienen valores
de la relación de producción del pozo entre producción máxima sin daño; por
tanto, el valor de qo máx, es para FE =1.0.
Ejemplo 2.3:
Dados los siguientes datos:
Pws = 3000
Pwf = 2130
qo = 130 bl /día
FE = 0.6
30
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Determinar qo máx.
Solución:
con este valor, en la Fig. 2.11 se busca el valor de qo/qo máx, en la curva de FE =
0.6.
qo máx (FE=1.0) = qo/0.282 = 130/0.282 = 461 bl/día
A partir de la definición de FE se obtiene:
P´wf = 2478
Pwf = 2130
∆Ps = P´wf – Pwf = 348
Fig. 2.11. Curvas de IPR para Pozos Dañados y Mejorados
31
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 2.12. Presiones de Fondo del Ejemplo 2.3
2.2.
Comportamiento del Flujo Vertical.
Una vez que los fluidos del yacimiento están dentro del pozo, se inicia el flujo
ascendente a través del sistema de tuberías instalado para su transporte hasta la
superficie. El comportamiento de este flujo en pozo, desde la profundidad media
del intervalo hasta la superficie se le conoce como flujo multifásico en tuberías
verticales o inclinadas, y ha sido estudiado por diversos investigadores los cuales
han aportado a la industria petrolera la metodología para predecir el
comportamiento del flujo a través de las tuberías.
Estos métodos que a continuación se presentan, fueron desarrollados para
determinar los gradientes de presión, cuando fluyen simultáneamente aceite, gas y
agua:
1) Poettman y Carpenter (1952)
2) Griffith y Wallis (1961)
3) Baxendell y Thomas (1961)
32
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
4) Fancher y Brown (1963)
5) Duns y Ros (1963)
6) Hagedorn y Brown (1965)
7) Orkiszewski (1967)
8) Azis, Govier y Fogarasi (1972)
9) Chierici, Ciucci y Sclocchi (1973)
10) Beggs y Brill (1973)
Todos ellos desarrollados para representar lo mejor posible el comportamiento
de flujo multifásico en tuberías verticales o inclinadas. (Determinación del
gradiente de presión). El más versátil de estos métodos es Beggs Y Brill debido a
que puede ser aplicado tanto en tuberías verticales o inclinadas en el caso del
pozo, y también en tuberías horizontales, como las líneas de descarga. Pero debe
tenerse en cuenta que ningún método es capaz de simular todas las condiciones
de flujo que se presentan en el pozo, debido a que cada uno fue desarrollado con
condiciones específicas de flujo, cubriendo un determinado rango de variaciones
en las variables que intervienen en el fenómeno de flujo, por lo cual cada método
tiene limitantes.
Sin embargo cuando son aplicados dentro del rango de condiciones en que
fueron desarrollados, es sorprendente la precisión que se obtiene de alguno de
ellos, al ser comparados con datos medidos.
En la sección anterior se vio que para una presión de fondo fluyendo dada la
información, aporta un gasto determinado. Ahora se estudiara si esta presión de
fondo es suficiente para que la producción de la formación fluya a través de una
tubería hasta la superficie o hasta una batería de separación.
En el análisis del comportamiento del flujo vertical se puede hacer con el auxilio
de las gráficas de gradientes de presión desarrollados por Gilbert y por Kermit
Brown.
Gilbert da una solución empírica al problema de flujo bifásico vertical. Efectúo
mediciones de la caída de presión en tuberías de producción bajo distintas
condiciones y obtuvo una familia de curvas, Fig. 2.13. Los parámetros que midió
en un número grande de pozos fluyentes fueron:
33
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Presión en la cabeza del pozo,
Producción bruta de líquidos,
Relación gas – líquido,
Profundidad de la tubería, pie.
Presión de fondo fluyendo,
Se considera que la presión de fondo fluyendo depende únicamente de las
otras cinco variables.
En la Fig. 2.13 las curvas a, b, c y d corresponden a diferentes presiones en la
cabeza del pozo (A, B, C y D). Cada una de estas curvas representa la distribución
de presión a lo largo de la tubería de producción para un pozo con: un gasto, una
relación gas – líquido y un diámetro de tubería determinados.
Fig. 2.13. Curvas de Distribución de Presiones en una Tubería Vertical
Del punto B de la curva, Gilbert trazó una vertical hasta intersecar la curva a y
sobreponiendo éstas obtuvo que la curva b coincidía con una sección de la curva
a. Hizo lo mismo con las otras curvas y concluyo que las curvas a, b, c y d son
realmente partes de una misma curva Fig. 2.14.
34
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 2.14. Curva de Distribución de Presión en Flujo Bifásico
Existen dos métodos (5) para utilizar las curvas de gradiente de presión en
problemas de pozos fluyentes.
Primer método:
Consiste en calcular la presión de fondo fluyendo (Pwf) para distintos gastos
(q) considerando constante la presión en la cabeza del pozo (Pth).
Segundo método:
Se calcula la presión en la cabeza del pozo (Pth) para distintos gastos (q) y sus
correspondientes presiones de fondo fluyendo (Pwf).
Ejemplo 2.4:
Calcular el gasto máximo que puede fluir por una tubería de producción de 2‖
D.I. de un pozo del cual se tienen los siguientes datos:
35
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Profundidad de la TP = 5000 pies
Pws = 350
qo = 350 bl/día
Pwf = 1250
Pth = 120
R = 300
Solución:
Se traza la curva de IPR, Fig 2.15, utilizando la curva de Vogel, Fig 2.8.
De la curva de Vogel
IPR:
Pwf
(
Qo
(bl/día)
2000
1750
1500
1250
1000
750
500
250
0
0
130
248
350
434
505
558
601
620
Primer método, Fig. 2.15.
Utilizando las curvas de gradiente de presión, mostradas en el libro Brown, K.E.
―The Technology os Artificial Lift Methods, Penn Well Books‖, Brown K.E. Volumen
1, con gastos y diámetros de tubería conocidos, se determina la Pwf
correspondiente para Pth = 120
. El procedimiento se presenta en la tabla
2.1.
36
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Pwf
q
Fig. 2.15. Comportamiento de Flujo del Ejemplo 2.4
TABLA 2.1
qo (bl/día)
Prof. equivalente
a Pth (pie)
100
200
300
400
500
600
800
1900
1700
1600
1400
1250
1150
1000
Prof.
Equivalente a
Pwf (pie)
6900
6700
6600
6400
6250
6150
6000
Pwf (
Prof. equivalente a Pwf = Prof. equivalente a Pth + Prof. de la TP.
37
935
930
980
1000
1020
1050
1140
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
La intersección de la curva de Pwf con la curva de IPR Fig. 2.15, determina el
gasto máximo que puede fluir, hasta la superficie y la Pwf necesaria para vencer
una contrapresión de 120
en la boca del pozo.
Resultados:
qo = 430 bl/día
Pwf = 1020
(Ver la Fig 2.15)
Segundo método, Fig. 2.15
Se calcula Pth para gastos que coincidan con las curvas de gradientes
conocidas y la Pwf correspondientes a cada gasto obtenido de las curvas de IPR.
Los pasos se observan en la Tabla 2.2.
TABLA 2.2
qo (bl/día)
Pwf (
100
200
300
400
500
600
1800
1600
1370
1110
770
---
Prof.
equivalente a
Pwf (pie)
9400
8700
7800
6750
5300
---
Prof.
equivalente a
Pth (pie)
4400
3700
2800
1750
300
---
Pth (
400
330
250
160
25
---
Pwf, se obtiene de las curvas de IPR.
Prof. equivalente a Pth = Prof. equivalente a Pwf – Prof. de la TP.
Se grafican los datos de la tabla 2.2 y se traza una horizontal desde Pth = 120
, Fig 2.15. La intersección de la horizontal con la curva de Pth determina el
gasto máximo que puede fluir hasta la superficie con una contrapresión de 120
.
q = 480 bl/día
Pwf = 875
38
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
2.3.
Comportamiento del flujo a través de un estrangulador.
Cuando se selecciona un estrangulador en un pozo fluyente, se hace de tal
modo que la presión después del estrangulador (en la línea de escurrimiento) no
afecte la presión en la cabeza del pozo y como consecuencia su comportamiento;
esto se logra bajo las condiciones de flujo supersónico, es decir, cuando la
velocidad del fluido es mayor que la velocidad del sonido. Para lograr esta
condición de flujo, se requiere que:
≤ 0.5283
(2.11)
donde:
P1 = Presión antes del estrangulador (presión en la cabeza del pozo).
P2 = Presión después del estrangulador (presión en la línea de escurrimiento).
El comportamiento del flujo a través de un estrangulador cuando el flujo es
supersónico, se determina con la siguiente ecuación:
(2.12)
donde:
Pth = Presión en la cabeza del pozo,
(abs).
R = Relación gas- líquido, miles de
.
q = Producción bruta (aceite + agua), bl/día.
S = Diámetro del estrangulador, 1/64 de pg.
C = Constante que depende de las unidades que se usen (600 para las
establecidas).
Basado en el estudio de muchos pozos, Gilbert obtuvo la formula empírica
siguiente:
(2.13)
en la cual Pth está dada en
manométricas.
La ecuación de Gilbert puede expresarse en forma de línea recta que pasa por
el origen.
39
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Pth = Aq
(2.14)
donde:
A=
= constante
(2.15)
la cual se cumple sólo cuando se tiene flujo supersónico.
A medida que aumenta S, la pendiente de la recta se hace menor, Fig. 2.16.
Fig. 2.16 Variación de la Pendiente de la Línea Recta con el Diámetro del Estrangulador
Ejemplo 2.5:
Determinar el diámetro del estrangulador que se requiere para controlar la
producción máxima calculada por el segundo método del Ejemplo 4.
q = 480 bl/día
Pth = 120
RGA = 300
40
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Solución:
Pth =
S=
S=
= 38.8 = 39
S = 39/64 pg.
2.4.
Selección del Sistema Artificial de Producción.
Para una buena selección del SAP se requiere de la colaboración y
participación de diferentes disciplinas como lo son: ingeniería de yacimientos,
ingeniería de producción y de perforación (Terminación de pozos). De esta
manera, las pruebas de formación, los datos de producción, los estados
mecánicos, las instalaciones superficiales y la infraestructura construida son el
primer paso para iniciar la selección.
Para comenzar el proceso se deberá observar las condiciones actuales de los
pozos, esto nos ayuda a visualizar el método que tiene mayor factibilidad de
aplicación. Así también la predicción de los gastos de producción con el sistema
artificial y el periodo de vida del sistema en el pozo es la parte más difícil de
obtener ya que las condiciones cambian constantemente a lo largo de la vida del
pozo.
Existen parámetros los cuales nos ayudaran a la selección del sistema artificial,
estos se dividen en parámetros de diseño, aspectos operativos y problemas
especiales. En estos se comparan aspectos como la eficiencia hidráulica,
flexibilidad, confiabilidad, profundidad, monitoreo, manejo de gas, etc. De las
cuales destacan 6 consideraciones:
1. La habilidad para manejar el gasto deseado sobre el tiempo requerido al menor
costo sobre la vida del proyecto.
2. Se necesita estimar y comparar las condiciones económicas que resulten del
sistema específico.
41
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
3. La localidad es un factor de peso sobre el capital de inversión y los costos de
operación. Localidades remotas requieren de una operación sencilla, duradera,
servicio de mantenimiento y reparaciones fáciles. Para instalaciones marinas
también se requiere periodos de operación largos y bajos costos por recuperación
de equipo.
4. El bombeo mecánico debe ser considerado como una aplicación estándar para
los pozos en tierra. Si la instalación es en plataforma marina la aplicación estándar
es el bombeo neumático. Estos dos métodos han demostrado producción óptima a
bajos costos. Cualquier otro método podrá ser elegido si cuenta con ventajas
económicas y operativas.
5. Una vez que se haya seleccionado el sistema artificial se requiere de los
diseños para conformar los equipos necesarios para ser instalados en el campo.
6. Finalmente todos estos factores deberán ser revisados y discutidos con un
análisis económico para determinar que SAP utilizar.
Hay que recordar que el mejor método, es el que aumenta al máximo la
ganancia o beneficio y que no obliga a cambiar de sistema durante cierto tiempo
de explotación; se debe considerar que el SAP debe estar en función de las
condiciones de la producción que prevalece.
Normalmente la maximización de la última ganancia se obtiene usando los
diferentes métodos de producción artificiales en momentos diferentes durante la
vida de un pozo. La producción cambiante es una capacidad ventajosa y deben
considerarse propiamente los costos, además debemos saber cuando esos
cambios tendrán lugar.
Los SAP deben ser considerados desde el principio del plan de desarrollo del
campo del yacimiento, desde la perforación, la terminación y así tomar las
decisiones que la producción vaya a llevar. Todos deberán conocer las
condiciones de la producción y los cambios futuros.
Después de seleccionar uno o más métodos para una cierta aplicación, la
próxima fase involucra:




La determinación de escenarios operacionales (teniendo la profundidad,
gastos de flujo, caballos de fuerza, etc.).
Especificación del equipo del pozo y elementos o componentes de este.
Definición de los mecanismos de control de fallas.
Definición de la estrategia de monitoreo al ser adaptado.
42
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Varias características de la producción afectan esta fase como son:








Temperatura en el fondo del agujero.
Producción de Sólidos.
Producción de Gas.
Fluidos Corrosivos.
Problemas de Incrustaciones.
Estabilidad.
Cambios en las condiciones de producción con el tiempo.
Condiciones de la T.P, T.R, etc.
La selección del método del SAP para una cierta aplicación está basada en los
resultados de un análisis técnico y económico. Para cada aplicación, ciertos
métodos tendrán un mejor desempeño que otros. Normalmente en casos reales,
las características de cada método y la producción condicionan y limitan las
posibles opciones.
El análisis económico apropiado necesita no solo tener en cuenta el desempeño
del método (gastos de flujo y caballos de fuerza), también el capital y los costos de
explotación asociados con las consideraciones realistas en el buen funcionamiento
del método.
43
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
44
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Referencias Capitulo 2
 M.I. Gómez Cabrera José Ángel. ―Producción de Pozos 1‖. Facultad de
Ingeniería, UNAM, México 1985.
 M.I. Lucero Aranda Felipe de Jesús, ―Apuntes de Sistemas Artificiales de
Producción‖. Facultad de Ingeniería, UNAM, México 1985.
 Brown, K.E. ―The Technology os Artificial Lift Methods, Penn Well Books,
1977, Volumen 1.
 Gilbert, W.E. ―Flowing and Gas Lift Well Performance‖, API Drilling and
Production Practice, 1954.
 Vogel, J. V. ―Inflow Performance Relationships for Solution Gas Drive
Wells‖, J.P.T., 1968.
 Sánchez Medina G. de J. ―Aplicación del BEC en terminaciones
inteligentes‖, Tesis, Facultad de Ingeniería, México 2012.
45
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
CAPITULO 3
“Explotación
de
pozos por el
Sistema de
Bombeo
Neumático (BN)”.
46
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
3. Explotación de pozos por el Sistema de Bombeo Neumático
(BN).
3.1 Generalidades.
El Bombeo Neumático Continuo (BNC) es el sistema artificial de producción
más utilizado en nuestro país, ya que aproximadamente el 40% de los pozos
productores están operando con este sistema, es utilizado en pozos con alto
índice de productividad (>0.5bl/día/psi) y presiones de fondo altas.
El bombeo neumático es un medio de levantamiento de fluidos desde el fondo
del pozo hasta la superficie, por la inyección de gas; a una presión relativamente
alta (250
mínima), al espacio anular, el cual pasa a la tubería de
producción a través de válvulas colocadas en uno o más puntos de inyección.
Para lo cual están involucrados los siguientes mecanismos:
•Disminución de la densidad.
•Expansión del gas inyectado.
•Desplazamiento del líquido.
Los efectos del gas dentro de la tubería de Producción son:
 Reducción de la densidad de la columna de fluidos.
 Expansión del gas conforme las condiciones de presión cambian a lo largo
de la profundidad.
 Empuje de baches de líquido cuando las burbujas son suficientemente
grandes para llenar el diámetro interno de la TP.
Como se ve en la Figura 3.1, donde se muestra cada uno de estos efectos que
están presentes en la tubería.
47
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.1. De Izquierda a Derecha, 1.- Reducción de densidad. 2.- Expansión del gas. 3.Desplazamiento del líquido por las burbujas de gas
Esto se lleva a cabo por uno de los dos métodos siguientes:
3.1.1 Bombeo Neumático Continuo.
En este método se introduce un volumen continuo de gas a alta presión por el
espacio anular a la tubería de producción para aligerar la columna de fluidos,
hasta que la reducción de la presión de fondo permita una diferencial suficiente a
través de la formación, causando que el pozo produzca al gasto deseado. Para
realizar esto, se usa una válvula en el punto de inyección, junto con la válvula
reguladora en la superficie. Este método se usa en pozos con alto índice de
productividad (>0.5 bl/día/lb/
) y presión de fondo fluyendo relativamente alta,
(columna hidrostática del orden del 50% o más en relación a la profundidad del
pozo).
En pozos de este tipo la producción de fluidos puede estar dentro de un rango
de 200 a 20000 bl/día. El diámetro interior de la TP rige la cantidad de flujo,
siempre y cuando el índice de productividad del pozo, la presión de fondo
fluyendo, el volumen y la presión del gas de inyección y las condiciones
mecánicas sean las ideales.
48
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Ventajas del BNC son:










Pocos problemas al manejar gran volumen de sólidos.
Manejo de grandes volúmenes en pozos con alto IP.
Muy flexible para cambiar de continuo a intermitente.
Discreto en localizaciones urbanas.
Fuente de poder ubicable, alejado de la localización.
Sin dificultad para operar pozos con alta RGL.
Reacondicionamientos con unidad de ―Wireline‖.
Opera en pozos con terminaciones desviadas.
La corrosión usualmente no es adversa.
Aplicable en costa afuera.
Las Desventajas que presenta el Bombeo Neumático Continuo son:






Formación de hidratos y congelamiento del gas.
Problemas con líneas de superficie obstruidas.
Experiencia mínima necesaria del personal.
Dificultad para manejar emulsiones.
Disponibilidad del gas de inyección.
La TR debe de resistir presiones elevadas.
3.1.2 Bombeo Neumático Intermitente.
El bombeo neumático intermitente consiste en producir periódicamente
determinado volumen de aceite impulsado por el gas que se inyecta a alta presión,
el gas es inyectado en la superficie al espacio anular por medio de un regulador,
un interruptor o por la combinación de ambos: este gas pasa posteriormente del
espacio anular a la TP a través de una válvula que va insertada en la tubería de
producción. Cuando la válvula abre, el fluido proveniente de la formación, que se
ha estado acumulando dentro de la TP, es expulsado al exterior en forma de un
tapón o bache de aceite a causa de la energía del gas. Sin embargo, debido al
fenómeno de ―resbalamiento‖ del líquido, que ocurre dentro de la tubería de
producción, solo una parte del volumen de aceite inicial se recupera en la
superficie, mientras que el resto del aceite ira al fondo del pozo integrándose al
bache de aceite en formación. Después de que la válvula cierra, transcurre un
período de inactividad aparente, en el cual la formación productora continúa
aportando fluido al pozo, hasta formar un determinado volumen de aceite con el
cual se inicia otro ciclo.
49
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
En el bombeo neumático intermitente el gas es inyectado a intervalos
regulares, de tal manera que el ciclo es regulado para que coincida con la relación
de fluidos que está produciendo la formación hacia el pozo.
El bombeo intermitente es usado en pozos con volumen de aceite,
generalmente bajo o en pozos que tienen las siguientes características:
a) Alto índice de productividad (>0.5 bl/día/lb/
) en pozos con baja presión
de fondo, columna hidrostática del orden del 30% o menor en relación a la
profundidad.
b) Bajo índice de productividad (<0.5 bl/día/lb/
) en pozos con baja presión
de fondo.
El sistema consiste en cuatro partes fundamentales, Fig. 3.2:
1. Fuente de gas a alta presión. Estación de compresión, pozo productor de gas a
alta presión o compresor a boca de pozo.
2. Un sistema de control de gas en la cabeza del pozo, válvula motora controlada
por un reloj o un estrangulador ajustable (válvula de aguja).
3. Sistema de control de gas subsuperficial (válvulas de inyección).
4. Equipo necesario para el manejo y almacenamiento del fluido producido.
50
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.2 Equipo necesario en el Bombeo Neumático
3.2 Características de las válvulas de bombeo neumático.
Al establecer el método de bombeo neumático (BN) se debe seleccionar el tipo
de válvula subsuperficial, de acuerdo a las características propias del diseño de la
instalación, ya que éstas pueden operar en forma continua o intermitente.
3.2.1 Nomenclatura de las válvulas de Bombeo Neumático.
La nomenclatura comúnmente usada en el campo petrolero ha sido adaptada
en este capítulo, por ejemplo, la presión en la tubería de revestimiento (TR) se
especifica como Pc y se refiere a la presión del gas en el espacio anular, y la
presión en la tubería de producción (TP) como Pt y se refiere al flujo o a la presión
estática del líquido en la misma.
51
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
3.2.2. Mecanismo de las Válvulas Subsuperficiales de BN.
Las diversos fabricantes han categorizado a Ias válvulas de BN dependiendo de
qué tan sensible es una válvula a una determinada presión actuando en la TP o
en la TR. Generalmente son clasificadas por el efecto que la presión tiene sobre
la apertura de ·la válvula, esta sensibilidad está determinada por la construcción
del mecanismo qua cierra o abre Ia entrada del gas.
Normalmente la presión a Ia que se expone una válvula la determina el área
del asiento de dicha válvula. Los principales mecanismos de las válvulas para
ambas casos, es decir, en la tubería de revestimiento y en la tubería da
producción, son los mismos, y solo la nomenclatura cambia.
Las válvulas de BN operan de acuerdo a ciertos principios básicos, que son
similares a los reguladores de presión.
Las partes que componen una válvula de bombeo neumático son:
1) Cuerpo de la válvula
2) Elemento de carga (resorte, gas o una combinación de ambos)
3) Elemento de respuesta a una presión (fuelle de metal, pistón o diafragma de
hule)
4) Elemento de transmisión (diafragma de hule o vástago de metal)
5) Elemento medidor (orificio o asiento)
La presión de carga (se utiliza resorte para un regulador de presión y gas para
una válvula de BN), se muestran en las Figs. 3.3 a la 3.5, en las cuales se tienen
actuando un elemento de respuesta de área grande (se usa diafragma para el
regulador y fuelle para la válvula). Cuando el área del elemento de respuesta es
grande, comparada con el asiento de la válvula, esta es relativamente insensible a
la presión en la tubería de producción entonces debido a esto el efecto de la
columna de líquidos en Ia TP para abrir la válvula es pequeño.
52
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.3. Válvula de Bombeo Neumático con Presión de Carga
Fig. 3.4. Válvula Operada por Fluido
53
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.5. Válvulas de Bombeo Neumático con Presión Balanceada en la Tubería de
Producción
3.2.3. Clasificación de las Válvulas de bombeo Neumático.
a) Válvulas balanceadas.
.
Una válvula de presión balanceada no está influenciada por Ia presión en la
tubería de producción cuando está en la posición cerrada o en la posición abierta
(Fig. 3.6). Se observa que la presión de Ia tubería de revestimiento actúa en el
área del fuelle durante todo el tiempo. Esto significa que la válvula abre y cierra a
la misma presión (presión del domo). De acuerdo a esta la diferencia de presión
entre la de cierre y la de apertura es cero.
54
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.6. Válvula Balanceada Operando con Presión en la T.R.
Existe otra construcción diferente de una válvula de BN. El principal elemento
de esta válvula es una manga flexible que sella el domo de la válvula. El domo es
cargado con gas a una presión determinada. Esta manga elástica detiene el flujo
de la inyección del gas cuando pasa a través de Ia válvula en el tiempo que se
encuentra en Ia posición cerrada Y se flexiona para permitir el paso de flujo de
gas cuando la presión que está actuando sobre la manga excede la presión del
domo.
b) Válvulas desbalanceadas.
Las válvulas de presión desbalanceadas son aquellas que tienen un rango de
presión limitado por una presión superior de apertura y por una presión inferior de
cierre, determinada por las condiciones de trabajo del pozo es decir, las válvulas
desbalanceadas se abren a una presión determinada y Iuego se cierran a una
presión más baja.
55
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Para este estudio se clasificaran los tipos de válvulas que han tenido más
aplicación; esta clasificación es la misma para las válvulas balanceadas,
exceptuando a la válvula reguladora de presión. Los tipos de válvulas son las
siguientes:
Válvulas operadas por la presión del gas de inyección.
Generalmente se conoce como válvula de presión, esta válvula es del 50 al
100% sensible a la presión en la tubería de revestimiento en la posición cerrada y
el 100% sensible en la posición de apertura. Se requiere un aumento de presión
en el espacio anular para abrir y una reducción de presión en la TR para cerrar la
válvula.
Válvula reguladora de presión.
Esta válvula también es Ilamada como válvula proporcional o válvula de flujo
continuo. Las condiciones que imperan en ésta son las mismas a las de la válvula
de presión en la posición cerrada. Es decir, una vez que la válvula esté en la
posición abierta es sensible a la presión en la TP, es lo que se requiere que se
aumente la presión en el espacio anular para abrirla y una reducción de presión en
la TP o en Ia TR para cerrar la válvula.
Válvula operada por fluidos de la formación.
La válvula operada por fluidos de la formación es 50 a 100% sensible a la
presión en Ia TP en la posición cerrada y 100% sensible a la presión en la TP en
la posición abierta. Esta válvula requiere un incremento en la presión de la tubería
de producción para abrir y una reducción en la presión de la TP para lograr el
cierre de la válvula.
Válvula combinada.
También es llamada válvula de presión operada por fluidos y por presión del
gas de inyección, en ésta se requiere un incremento en la presión del fluido para
su apertura y una reducción en la presión en el espacio anular o en la TP para
cerrarla.
56
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
c) Válvulas para bombeo neumático continuo.
Una válvula usada para flujo continuo debe ser sensible a la presión en la TP
cuando está en la posición de apertura, es decir, responderá proporcionalmente al
incremento y decremento de la presión en la TP. Cuando la presión decrezca la
válvula debe empezar a regular el cierre, para disminuir el paso de gas. Cuando la
presión en la tubería de producción se incrementa, la válvula debe regular la
apertura en la cual se incrementa, el flujo de gas a través de la misma. Estas
respuestas de la válvula mantienen estabilizada la presión en la TP o tienden a
mantener una presión constante. La Fig. 3.7 muestra la respuesta a la inyección
del gas de una válvula de BN para flujo continuo. Estas mismas características
pueden ser determinadas en el caso de que se tuviera un regulador de presión o
una válvula operada por fluidos.
Fig. 3.7. Presión en la Tubería.
d) Válvulas para bombeo neumático intermitente.
Una instalación de bombeo intermitente puede llevarse a cabo con cualquier
tipo de válvula de BN solo que debe ser diseñado propiamente, de acuerdo a las
57
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
características o condiciones de trabajo del pozo. Básicamente se tienen dos
tipos de bombeo intermitente, uno es el de punto único de inyección y el otro tipo
de bombeo es el de punto múltiple de inyección. En el punto único de inyección,
todo el gas necesario para subir el bache de aceite a la superficie se inyecta a
través de la válvula operante, Fig. 3.8. La Fig. 3.9 muestra la secuencia de pasos
para el punto múltiple de inyección. La operación de la válvula enseña en cada
esquema la expansión del gas elevando consigo el bache de aceite a una válvula
posterior localizada inmediatamente arriba. En este tipo, abre la válvula que se
encuentra debajo del bache de aceite y que se comporta como una válvula de
operación.
Todas las válvulas que se tienen en la sarta de producción no necesitan estar
abiertas en el tiempo que se aplica este tipo de bombeo. El número de válvulas
abiertas va a depender del tipo de válvula usada, del diseño de BN, y en sí de toda
la configuración del bombeo neumático. Cualquiera de las válvulas vistas
anteriormente, pueden ser usadas en este tipo de bombeo, pero diseñadas
correctamente.
Fig. 3.8. Punto Único de Inyección (Bombeo Intermitente)
58
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.9. Punto Múltiple de Inyección
3.2.4. Presión, Área y Relación de Fuerzas.
La presión es una fuerza por unidad de área. Esta es igual a la fuerza actuando
perpendicularmente a una superficie entre el área sobre Ia cual actúa la fuerza.
Presión (lb/
=
(3.1)
La presión y el área son conocidas, la fuerza puede ser calculada multiplicando
la presión por el área.
F = PA
(3.2)
La Fig. 3.10 muestra un regulador de presión y su nomenclatura para cada
parte de la válvula. Esta nomenclatura es la misma para una válvula de BN. EI
resorte proporciona una fuerza hacia abajo que mantiene Ia válvula (esfera) en su
asiento. El diafragma actúa como un elemento de respuesta del área para una
presión corriente arriba que se ejerce en él. Esta presión corriente arriba es
59
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
resultado de una fuerza hacia arriba igual a PdAb que tiende a expulsar a Ia
válvula (esfera) de su asiento. El área del asiento sirve como el área para el
acceso del gas y como un elemento de área para una presión corriente abajo que
ejerce sobre el asiento. La presión corriente abajo puede resultar también de una
fuerza corriente arriba (PdAb,) que tiende a quitar la válvula (esfera) de su asiento.
Si de alguna forma el área del diafragma es tan grande como el área del
asiento, cada cambio de presión corriente arriba puede alterar la fuerza resultante
más que el mismo cambip de presión corriente abajo de la válvula.
Por ejemplo, suponer que el área efectiva del diafragma es de 10
, y el área
efectiva del asiente es de 0.1
, determinar la presión corriente arriba y Ia
presión corriente abajo. Usando la ecuación (3.2), cada cambio de presión en
corriente arriba o en corriente abajo puede afectar la fuerza hacia arriba de esta
válvula, Ia reguladora en la posición cerrada.
a) Presión corriente arriba:
· F= PA, F= lb/
X10
= 10 lbf
b) Presión corriente abajo:
· F= PA, F= lb/
X 0.1
= 0.1 lbf
Como se puede observar en los resultados, esta válvula esta 100 veces más
sensible a Ia presión corriente arriba que a la presión corriente abajo cuando está
en la posición cerrada.
Fig. 3.10. Regulador de Presión
60
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
3.2.5 Válvula operada por presión del gas de inyección.
a) Válvula desbalanceada con domo cargado a presión como elemento de
carga.
En la Fig. 3.11 Se muestra un tipo de válvula de BN operada por presión. Esta
es una válvula con un elemento da carga (nitrógeno, gas o aire). El elemento de
respuesta es un fuelle, que permite que el vástago mueva la válvula sobre y fuera
de su asiento. De esta manera la presión en la TP actúa en el área del asiento,
proporcionando una fuerza de apertura. Consecuentemente debido a la forma en
que se comporta de acuerdo a las presiones que se ejercen en sus componentes
se le ha llamado válvula de presión desbalanceada; es decir, la presión en la
tubería de producción no tiene ningún efecto para abrir y cerrar la válvula.
Presión de apertura de la válvula bajo condiciones de operación.
Dado qua la válvula de presión, es en su mayor parte sensible a la presión en
el espacio anular, la presión de apertura se define entonces como la presión en la
TR requerida para abrir la válvula actuando bajo condiciones de operación. Se
puede determinar una ecuación de balance de fuerzas para establecer la presión
de apertura.
Fig. 3.11. Válvula Operada por Presion.
61
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
La Fig. 3.12 muestra una válvula actuando bajo condiciones de operación. En
esta se muestran las fuerzas que están actuando en la válvula, según las
presiones que se apliquen en cada área. Para derivar, una ecuación de balance
de fuerzas, se puede hacer cuando la válvula este en una posición cerrada a unos
instantes antes de tener su apertura. En ese momento las fuerzas, que están
actuando para abrir la válvula son iguales a las fuerzas actuando para cerrarla.
Para ese instante se puede establecer la siguiente ecuación:
Fo= Fc
(3.3)
Donde:
Fo = Suma da fuerzas qua tratan da abrir la válvula.
Fc`= Suma de fuerzas qua tratan de mantener cerrada la válvula.
Luego:
Fc= PdAb
(3.4)
Fo= Pc (Ab – Ap) + PtAp
(3.5)
Fig. 3.12. Válvula de Presión Bajo Condiciones de Operación
62
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Sustituyendo las dos ecuaciones anteriores en Ia ecuación (3.3):
Pc(Ab-Ap) + PtAp – PdAb
(3.6)
Despejando la Pc de la ecuación (3.6);
Pc(Ab-Ap) = PdAb - PtAp
Dividiendo cada término por Ab:
Pc(1-Ap/Ab) = Pd-PtAp/Ab
Haciendo: R = Ap/Ab, se tiene:
Pc(1-R) = Pd-PtR
Dividiendo ambos miembros por (1-R)
Pc=
(3.7)
La ecuación (3.7) define la presión en la TR requerida para abrir la válvula de
presión bajo las condiciones de operación.
Ejemplo 3.1:
Suponiendo que una válvula esté localizada a 6000 pies, la presión en el domo
es de 700 Ib/
; y la presión en la tubería de producción es de 500 lb/
.
Determinar la presión en la tubería de revestimiento para abrir la válvula con
Ab=1.0
y Ap=0.1
De la ecuación (3.7) se tiene que la Pc es igual a:
Pc=
Bajo estas condiciones de operación cuando la presión en la TR se incrementa
a 722 lb/
la válvula abre.
Para determinar el efecto que tiene la presión de la TP para abrir la válvula, se
utiliza la ecuación (3.7) de Ia siguiente forma:
63
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
–
Pc=
(3.8)
Nótese de la ecuación (3.8) que la presión de la TP se resta de Ia presión en la
TR, que es la presión necesaria para abrir la válvula. Esta es, a medida que la
presión en la TP se incrementa, Ia presión de la TR requerida para abrir la válvula
decrece. El término que se resta de la ecuación (3.8) es llamado ―efecto de tubería
de producción‖.
T.E. = Pt (
(3.9)
La relación R(1-R) es llamada el ―factor de efecto de tubería de producción,
(T.E.F)―, y es manejado generalmente como porcentaje.
T.E.F. =
(
(3.10)
T.E. = Pt (T.E.F
(3.11)
Ejemplo 3.2:
Calcular el efecto de tubería causado por la presión en la TP de 500 lb/
del ejemplo anterior.
De la ecuación (3.10) se tiene que:
T.E.F. =
Por lo tanto el efecto de tubería es:
T.E. = 500(0.1111)= 56 lb/
De estos resultados se establece que cuando la presión en la TP es igual a
cero (lb/
), la válvula a la profundidad de 6000 pies requiere de 722+56 =778
lb/
en el espacio anular para abrir la válvula. Esta presión de 778 lb/
es
llamada algunas veces como la máxima presión de operación. La presión en la TP
(500 lb/
en este ejemplo) reduce la presión necesaria para abrir la válvula de
778 lb/
a 722 lb/
.
64
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Presión de cierre de la válvula bajo condiciones de operación.
Efectuando un balance de fuerzas similar al de la presión de apertura, puede
establecerse la relación de fuerzas, pero ahora considerando a la válvula en la
posición abierta a un tiempo (instante) antes de cerrarla. La Figura 3.13 muestra
una válvula actuando bajo condiciones de operación. Todas las áreas y presiones
son idénticas a las de la válvula considerada para efectuar la presión de apertura,
excepto que ahora la presión bajo la válvula (esfera) es afectada por la presión en
la TR y no por la presión en la TP.
Fig. 3.13. Válvula de Presión Bajo Condiciones de Operación
Para un tiempo antes de cerrar la válvula se pueden desarrollar la siguientes
ecuaciones:
Fo = Fc
(3.3)
Donde
Fc = Pd Ab
65
(3.4)
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fo = Pc(Ab-Ap) + PcAp
(3.12)
Se observa que Ia Pc se sustituyó por la Pt en la ecuación (3.5) sustituyendo
en la ecuación (3.3) se tiene:
Pc (Ab - Ap) + PcAp = PdAb
haciendo Pc =Pvc, donde:
Pvc = Presión en el espacio anular para cerrar la válvula a condiciones de
operación.
Pvc (Ab-Ap) + PvcAp =PdAb
(3.13)
PvcAb - PvcAp + PvcAp = PdAb
O
Pvc = Pd
(3.14)
La ecuación (3.14) muestra que la presión en la TR es igual a la presión del
domo para cerrar la válvula a una profundidad determinada. Con base en la
ecuación (3.14), la válvula que abre a 722 lb/
en el ejemplo (3.1), puede cerrar
cuando la presión en la TR a la profundidad de la válvula sea reducida a
700lb/
Amplitud de las válvulas (spread)
La diferencia entra la presión de apertura y la de cierre de una válvula es
llamada ―amplitud de la válvula". Para determinar esta amplitud, la presión de
cierre se resta de la presión de apertura es decir:
Amplitud = ∆p =
(3.15)
Reacomodando términos
∆p =
como en este caso: TEF= R/1-R, Ia amplitud de la válvula queda definida como:
∆p = TEF (Pd- Pt)
66
(3.16)
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Ejemplo 3.3:
Calcular la amplitud (Spread) de la válvula descrita en el Ejemplo 3.1.
Utilizando la ecuación (3.16) primero debe calcularse el TEF.
TEF =
Sustituyendo este valor en la ecuación que determina la amplitud de la válvula
∆p = 0.1111 (700-500) = 22 lb/
La presión para abrir Ia válvula es Pvo= Pd + ∆p = 700 + 22 = 722 lb/
. Se
observa que el resultado obtenido en este ejemplo es el mismo que se determinó
anteriormente.
La ecuación (3.16) muestra que la amplitud de la válvula está controlada por
dos factores, TEF y Pt. que son el factor del efecto de la tubería y la presión en Ia
tubería de producción respectivamente. Para un determinado asiento de la válvula,
la mínima diferencia de presión ocurre cuando la presión en la tubería de
produccione es igual a la presión en el domo, es decir, Pt = Pd.
La máxima amplitud de la válvula ocurre cuando Ia presión en la TP es igual a
cero (Pt = 0), de acuerdo a la ecuación (3.16) se deduce que:
Máxima amplitud de la válvula = ∆P max = TEF (Pd)
La amplitud de la válvula puede ser importante cuando se tiene una instalación
de flujo continuo, pero es más importante para una instalación de bombeo
intermitente donde se usan válvulas con presiones desbalanceadas. La amplitud
de la válvula controla la mínima cantidad de gas que se utiliza en cada ciclo.
Como la diferencia de presión requerida para cerrar la válvula en condiciones
de operación se incrementa Ia cantidad de gas inyectado durante el ciclo también
se incrementa.
Gradiente de la columna de gas.
La presión de operación del gas de inyección esta controlada en la superficie:
esto es en la superficie (cero pies) se usa generalmente como una referencia para
67
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
comparar y relacionar la posición de la válvula de BN. Para corregir desde el fondo
del pozo hasta la superficie o viceversa, el ingeniero de producción debe hacer
una predicción del cambio de la presión causado por la columna de gas y por las
pérdidas de fricción cerca de la válvula de BN tanto bajo condiciones dinámicas
(fluyendo) como estáticas.
La diferencia entre el cambio en la presión estática y dinámica es la pérdida
por fricción para el flujo de gas. Si el conducto es pequeño o el gasto de gas es
relativamente alto, esta pérdida debe ser tomada en cuenta. La pérdida por
fricción corriente abajo del flujo de gas en el espacio anular de casi todas las
instalaciones es muy pequeña y puede despreciarse sin considerar que se cometa
un error notable. Por esta razón la mayoría de las instalaciones de bombeo
neumático se diseñan considerando el incremento de presión estática del gas con
la profundidad.
El cálculo del incremento de presión se basa en el establecimiento de un
balance de energía del flujo de gas entre dos puntos del sistema; esto es:
∫
(3.17)
Para una columna de gas estática sin velocidad, fricción o trabajo, la ecuación
anterior se reduce a:
∫
(3.18)
Resolviendo la ecuación (3.18) para un gas real y considerando un factor Z a
condiciones medias de presión y temperatura, se obtiene la siguiente ecuación:
P fondo= P sup.
(3.19)
La ecuación (3.19) involucra una solución de ensayo y error, en la cual Z
depende de la presión de fondo y viceversa. Por esta razón, se han desarrollado
gráficas que proporcionan buenos resultados, basadas en la ecuación (3.19). Una
de estas gráficas se muestra en la Fig. 3.14. Para presiones y temperaturas
normales, la presión se incrementa con la profundidad (gradiente de presión) en
forma aproximadamente constante para una presión superficial dada. Por
consiguiente, la presión en la TR puede representarse gráficamente mediante una
línea recta desde la superficie hasta la profundidad deseada.
68
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Presión Superficial
.6
.65
.7
.8
.9
1.0
Gravedad especifica del gas (aire 1.0)
T graf =
∆P corr. = ∆P graf.
Presión
Fig. 3.14. Gradientes de la Columna de Gas
Presión de apertura en el taller (Ptro)
Una vez que la presión de cierre y de apertura se han establecido para el
diseño, la válvula debe calibrarse en el taller a una presión que corresponda a la
presión de apertura deseada dentro del pozo. Esta es la presión de apertura en el
taller (Ptro), (Fig. 3.15). Nótese que en una prueba de taller la presión en la tubería
69
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
de producción (Pt) es de cero lb/
ecuación (3.7) el resultado es:
. Si se sustituye Pt igual a cero lb/
Pvo = Pd/1-R
en la
(3.20)
Se supone que el domo de una válvula de BN tiene un volumen constante, por
tanto, la presión de un domo cargado de nitrógeno se incrementa a medida que la
temperatura se incrementa. La presión del domo (Pd) se conoce y va a estar en
función de la profundidad de la válvula. Esto significa que si la ecuación (3.20)
fuera usada para pruebas de presión de apertura en el taller, cada válvula tendría
que ser calentada a una temperatura igual a la cual opera en el pozo a una
profundidad determinada.
Fig. 3.15. Prueba de una Válvula de Presión
Para calcular la presión de apertura en el taller, la presión del domo a la
profundidad de colocación de la válvula debe ser corregida a 60°F. Por tanto, la
ecuación usada para la apertura en el taller (Ptro) es la siguiente:
Ptro =
(3.21)
Para corregir la Pd a una Pd @60 °F, se usa la ley de los gases reales, es
decir:
70
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Despejando la Pd @ 60 °F, queda:
(3.22)
Obviamente puede usarse cualquier temperatura base. Algunos fabricantes
usan 80 °F. Ya que la solución es por ensayo y error, deben desarrollarse gráficas
que sean fáciles de usar y se basen en la ecuación 3.22. La Tabla 3.1 puede
utilizarse para corregir por temperatura (60 o 80 °F) un domo cargado con gas.
TABLA 3.1. “Factores de corrección por Temperatura para Domo Cargado
con Nitrogeno”
°F
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
Ct
.998
.996
.994
.991
.989
.987
.985
.983
.981
.979
.977
.975
.973
.971
.969
.967
.965
.963
.961
.959
.957
.955
.953
.951
.949
.947
.945
.943
°F
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
123
124
125
126
127
128
Ct
.919
.917
.915
.914
.912
.910
.908
.906
.905
.903
.901
.899
.898
.896
.894
.893
.891
.889
.887
.886
.884
.882
.881
.879
.877
.876
.874
.872
°F
141
142
143
144
145
146
147
148
149
150
151
152
153
154
155
156
157
158
159
160
161
162
163
164
165
166
167
168
Ct
.852
.850
.849
.847
.845
.844
.842
.841
.839
.838
.836
.835
.833
.832
.830
.829
.827
.826
.825
.823
.822
.820
.819
.817
.816
.814
.813
.812
°F
181
182
183
184
185
186
187
188
189
190
191
192
193
194
195
196
197
198
199
200
201
202
203
204
205
206
207
208
71
Ct
.794
.792
.791
.790
.788
.787
.786
.784
.783
.782
.780
.779
.778
.776
.775
.774
.772
.771
.770
.769
.767
.766
.765
.764
.762
.761
.760
.759
°F
221
222
223
224
225
226
227
228
229
230
231
232
233
234
235
236
237
238
239
240
241
242
243
244
245
246
247
248
Ct
.743
.742
.740
.739
.738
.737
.736
.735
.733
.732
.731
.730
.729
.728
.727
.725
.724
.723
.722
.721
.720
.719
.718
.717
.715
.714
.713
.712
°F
261
262
263
264
265
266
267
268
269
270
271
272
273
274
275
276
277
278
279
280
281
282
283
284
285
286
287
288
Ct
.698
.697
.696
.695
.694
.693
.692
.691
.690
.689
.688
.687
.686
.685
.684
.683
.682
.681
.680
.679
.678
.677
.376
.675
.674
.673
.672
.671
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
°F
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
Ct
.941
.939
.938
.936
.934
.932
.930
.928
.926
.924
.923
.921
°F
129
130
131
132
133
134
135
136
137
138
139
140
Ct
.871
.869
.868
.866
.854
.863
.861
.860
.858
.856
.855
.853
°F
169
170
171
172
173
174
175
176
177
178
179
180
Ct
.810
.809
.807
.806
.805
.803
.802
.800
.799
.798
.796
.795
°F
209
210
211
212
213
214
215
216
217
218
219
220
Ct
.757
.756
.755
.754
.752
.751
.750
.749
.748
.746
.745
.744
°F
249
250
251
252
253
254
255
256
257
258
259
260
Ct
.711
.710
.709
.708
.707
.706
.705
.704
.702
.701
.700
.669
°F
289
290
291
292
293
294
295
296
297
298
299
300
Ct
.670
.669
.668
.667
.666
.665
.664
.663
.662
.661
.660
.659
Ejemplo 3.4:
Encontrar la presión de apertura en el taller (Ptro) para la válvula descrita a
continuación.
Profundidad de la válvula = 6000 pie.
Presión superficial del gas = 750 lb/
Presión en la TP = 500 lb/
R = 0.1
T = 70 + 1.3°F/100 pie
Solución:
De la Fig. 3.14, el gradiente de la columna de gas es de 95 lb/
Pvo = 750 + 95 = 845 lb/
Pvc = Pd = Pvo (1-R) + PtR
Pd = 845 x 0.90 + 500 x 0.1 = 810 lb/
Td a 6000 pie = 70 +
= 148 °F
72
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Como:
De Ia Tabla 3.1: Ct = 0.841
Pd a 60°F = Ct (Pd a 6000 pie)
Pd a 60°F = 0.84 x 811 = 682 lb/
Ptro =
Ejemplo 3.5:
Sean los siguientes datos:
Presión del gas en la superficie = 800 lb/
Presión de apertura en la superficie = 800 lb/
= Pso
Densidad relativa del gas de inyección = 0.7 (aire = 1}
Temperatura superficial = 100 °F
Temperatura a 8000 pies = 180 °F
Presión en la tubería de producción (Pt) = 655 lb/
Diámetro exterior de la válvula = 1 ½‖
Área del asiento = ½
P = 0.2562, (1-P. = 0.7438)
Carga de la válvula = nitrógeno a 60°F
Profundidad de la válvula = 8000 pies
Determinar:
(1) Presión de apertura de la válvula, Pvo
(2) Presión de cierre de la válvula, Pvc = Pd
(3) Amplitud de la válvula a 8000 pies, ∆Pd
(4) Presión superficial de cierre, Psc
73
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(5) Amplitud de la válvula en la superficie ∆Ps y la amplitud promedio.
(6) La presión de apertura en el probador Ptro@ 60 °F
Solución:
(1) La presión de apertura de la válvula, a la profundidad de 8000 pies, es igual a
la presión superficial para abrir la válvula, más un incremento de Ia presión en el
espacio anular a 8000 pies debido al gradiente de la columna de gas.
De la Fig. 3.14 se tiene:
∆P gráfica = 21 lb/
/1000 pies = 0.021 lb/
/pies
T gráfica = 149 °F
∆P corre. = 0.021(609/600) = 170.5 lb/
Pvo = 170.5 + 800 = 970.5 lb/
(2)La presión de cierre de la válvula es igual a la presión en el domo, Pd @ 180°F.
Pvc = Pd = Pvo (1-R)+ PtR
Pvc = 970.5 (0.7438)+655 (0.2562) = 889.6 lb/
(3) La diferencia de presión a esta profundidad es igual a:
Pvo - Pvc = ∆P = 970.5 - 889.6 = 80.9 lb/
o
∆Pd = TEF (Pvc - Pi) = 0.344 (889.6 - 655) = 80.79 lb/
TEF =R/(1- R) = 0.256/0.743 = 0.344
(4) La presión superficial de cierre, Psc
∆Pc = Pvc - Psc
Despejando la Psc, se tiene:
74
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Psc = Pvc - ∆Pc ;
Donde
∆Pc = Pvo- Pso
∆Pc = 970.5 – 800 = 170.5 lb/
Psc = 889.6 - 170.5 = 719.1 lb/
(5) La amplitud de la válvula en la superficie es igual a la presión superficial de
apertura menos la presión superficial de cierre:
∆Ps = Pso – Psc,
∆Ps = 800 - 719.1 = 80.9 lb/
(6) Para calcular la presión de apertura en el taller se usa Ia ecuación (3.21), la
presión del domo a 60°F puede ser determinada usando la Tabla (3.1) para una
temperatura de Ia válvula de 180 °F.
Ct =
= 0.795
Pd @ 60°F = 0.795 (Pd @ 180°F)
Pd @180°F = Pvc - 889.6 lb/
Pd @ 60°F = 0.795 (889.6) = 707.2 lb/
Ptro =
= 950.8 lb/
b) Válvula desbalanceada con doble elemento de carga (carga en el domo y
resorte).
Este tipo de válvula de presión es llamada válvula de doble elemento, ya que
tiene estas dos formas de carga: del resorte y la presión de carga en el domo. La
Fig. 3.16 muestra una válvula que actúa bajo condiciones de operación; se ilustran
las fuerzas que están ejerciéndose sobre la válvula debidas a las presiones que
actúan en cada área.
75
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.16. Válvula Desbalanceada con Doble Elemento de Carga
Presión de apertura de la válvula bajo condiciones de operación.
Como en una válvula de un solo elemento se puede establecer una ecuación
de balance de fuerzas para una válvula en la posición cerrada, a unos instantes
antes de abrir. A este tiempo, las fuerzas que estén actuando para abrir la válvula
son exactamente iguales a las fuerzas que están actuando para cerrar la válvula.
Se tiene:
Fo = Fc
(3.3)
Donde:
Fc = PdAb + St (Ab – Ap)
(3.23)
Fo = Pvo (Ab - Ap) + PtAp
(3.24)
Igualando las ecuaciones anteriores, se tiene:
Pvo (Ab – Ap) +PtAp = PdAb + St (Ab - Ap)
76
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Dividiendo ambos miembros por Ab:
Pvo (1- Ap/Ab) + Pt (Ap/Ab) = Pd+ St(1-Ap/Ab)
haciendo R = Ap/Ab:
Pvo(1-R) + Pt(R) = Pd + St (1-R),
dividiendo por 1-R, se tiene:
Pvo =
(3.25)
La ecuación (3.25) es similar a la ecuación (3.7) excepto por la suma del término
St debido al resorte. Observándose que si no se tiene carga en el domo, toda la
fuerza para cerrar proviene del resorte, entonces la ecuación anterior se reduce a:
Pvo =
(3.26)
Presión de cierre de la válvula bajo condiciones de operación.
La Fig. 3.17 muestra una válvula actuando bajo condiciones de operación.
Cuando la válvula abre, la presión bajo la válvula (esfera) es la presión en la TR
(no de la presión en la TP). Un instante antes de cerrar la válvula, se tiene el
siguiente balance de fuerzas:
Fo = Fc
(3.3)
Donde:
Fc = PdAb + St (Ab – Ap)
(3.23)
Fo = Pc (Ab – Ap) + Pc Ap
(3.27)
Igualando las ecuaciones anteriores se tiene lo siguiente:
Pc (Ab – Ap) + Pc Ap = PdAb + St (Ab – Ap)
o
Pc Ab = PdAb + St (Ab – Ap)
sustituyendo Pc por Pvc y despejando esta misma:
Pvc = Pd + St (1-R)
(3.28)
77
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Amplitud de la válvula (Spread)
La amplitud, como se indicó anteriormente, significa una diferencia de presión.
La amplitud de esta válvula se determina restando la presión de cierre ecuación
(3.28) de la presión de apertura, ecuación (3.25).
Amplitud de la válvula = ∆P = Pvo - Pvc
∆P = [
(
)
o
∆P = TEF [ Pd +St (1-R) –Pt]
(3.29)
Se observa que si en esta ecuación no se tiene presión proporcionada por el
resorte (St = 0), la ecuación (3.29) se reduce a una ecuación de una válvula con
un elemento de carga.
Fig. 3.17. Válvula Bajo Condiciones de Operación
78
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Ejemplo 3.6:
Sean los siguientes datos:
Profundidad de la válvula = 8000 pies
Presión superficial de apertura = Pso = 800 lb/
Densidad relativa al gas de inyección = 0.7 (aire = 1.0)
Temperatura superficial = 100°F
Temperatura a 8,000 pies = 180°F
Presión en la tubería de producción = 655
Diámetro exterior de la válvula = 1 ½ pg.
Diámetro del asiento = ½‖ (R= 0.2562, 1-R = 0.7438)
Carga en la válvula = resorte (únicamente)
Determinar:
(1) Presión de apertura de la válvula, Pvo.
(2) Presión de cierre de la válvula, Pvc
(3) La amplitud de la válvula, ∆P (a la profundidad correspondiente)
(4) Presión superficial de cierre, Psc
(5) Amplitud en Ia superficie (∆Ps) y la amplitud promedio
(6) La Ptro
Solución:
(1) La presión de apertura a la profundidad de 8,000 pies de la Fig. 3.14 se tiene:
T gráfica = 157°F
79
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Gradiente del gas =
= 0.021
.
∆P gráfica = 0.021 x 8000 = 168
∆P corregida = 168 X (617/800) = 172.76
Pvo = Pso + ∆P = 800+ 172.76 = 972.76
Pvo = 972.76
, presión de apertura de la válvula a 8000 pies.
(2) De la ecuación (3.28) la presión del domo es igual a cero (por no tener carga
de gas), la presión de cierre de la válvula a esa profundidad es:
Pvc = Pd + St (1-R),
St puede ser obtenida resolviendo la ecuación (3.25) usando la Pvo calculada
en el paso anterior y haciendo Pd = 0
.
St = Pvo +
= 972.76 + 655 (0.2562/0.7438) = 1198.37
Pvc = St (1- R)= 1198.37 (0.7438);
Pvc = 891.34
(3) La amplitud (spread) en el fondo del pozo es igual a Pvo menos Pvc o ∆P
fondo = TEF [St (1-R) - Pt]:
∆P fondo = 972.76 - 891.34 = 81.42
o bien si, TEF =
= 0.344
∆P fondo = 0.344 (1198.37 (0.7438) - 655) = 81.3
(4) La presión superficial de cierre es igual a:
Psc = Pvc - ∆P
Psc = 891.34 – 172.76 = 718.58
(5) La amplitud (spread) en la superficie:
∆P sup = Pso - Psc
∆P sup = 800 - 718.58 = 81.42
80
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
∆p promedio =
= 81.36
(6) Cuando se tiene 0
de presión en el domo y la temperatura no tiene
efecto sobre el resorte, es innecesario considerar los cálculos de la temperatura
para determinar la presión de apertura de prueba de la válvula, para la prueba
Pt=0. De esta manera, Pd = 0, para calcular la Ptro se utiliza la ecuación (3.25).
Ptro = St
Ptro = 1198.37
Ejemplo 3.7:
Válvula de presión con doble elemento, (presión de carga en el domo y tensión
del resorte).
Datos: Son los mismos datos que el ejemplo anterior excepto la carga en el domo.
Considerando St = 600 lb/
(1) La presión de apertura a la profundidad correspondiente se determina de Ia
misma manera que en el ejemplo anterior.
Pvo = 972.76
(2) Le presión de cierre a la profundidad de la válvula Pvc = Pd+ St (1 – R); la
ecuación (2.25) puede expresarse como sigue:
Pvo =
Despejando Pvc, se tiene lo siguiente:
Pvc = Pvo (1 – R) + Pt R,
Pvc = 972.76 (0.7438) + 655 (0.2562)
Pvc = 891.35
(3) La amplitud (spread) a la profundidad de la válvula:
81
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
∆P fondo = Pvo - Pvc = 972.76 - 891.35, ∆P fondo = 81.4
y puede utilizarse la ecuación (3.29), donde la Pd se puede determinar de la
ecuación (3.28).
Pd = Pvc – St (1 - R)
Pd = 891.35 - 600 (0.7438) = 445
De esta forma:
∆P = TEF (Pd + St (1-R) - Pt)
∆P = 0.344 (445 + 600 (0.7438) - 655)
∆p = 81.2
(4) Presión superficial de cierre:
Psc = 718.58
(lo mismo que el ejemplo anterior)
(5) La amplitud (spread) en la superficie:
∆P sup. = 81.4
∆P prom. = 81.3
(6) Cuando el domo está cargado con nitrógeno, la válvula puede ser corregida a
una temperatura de 60°F; o bien, otra temperatura base. Haciendo Pt = 0, en la
ecuación (3.25) la presión de apertura en el taller es:
Ct = 0.795 =
Pd@ 60°F = 0.795 (445) = 353.7
Ptro =
+ 600 = 1075
c) Válvula de presión balanceada.
Una válvula de presión balanceada no está influenciada por la presión en la TP
cuando está en la posición abierta o cerrada (Fig. 3.18). La presión de la TR actúa
en toda el área del fuelle en cualquier tiempo. Esto significa que la válvula abre y
82
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
cierra a la misma presión del domo. En este caso la amplitud (spread) es cero,
prescindiendo del asiento.
Fig. 3.18. Válvula Operada por Presión en la TR
Hay otra construcción completamente diferente de una válvula de BN. El
elemento principal de esta válvula es una manga flexible que sella el domo de la
válvula. El domo está cargado con gas a una determinada presión. Cuando la
válvula está cerrada la manga elástica sirve de sello evitando el flujo de la
inyección de gas a través de Ia válvula y se flexiona cuando la presión aplicada
en la manga excede a la presión del domo provocando el flujo del gas a través de
Ia válvula.
d) Válvula piloto
Cuando se tiene un pozo operando con bombeo intermitente es, hasta cierto
grado, necesario tener una válvula de BN con asiento grande; sin embargo, se
tiene que controlar el cierre sobre las características de la amplitud de la válvula
(spread), debido a esto se desarrollo una válvula piloto. Existen dos diferentes
83
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
tipos de válvulas piloto. En ambos arreglos el área efectiva (Ap) se usa para
cálculos de apertura. El asiento grande es usado para conducir el gas cuando la
válvula abre. El asiento puede ser tan grande como sea posible hacerlo
mecánicamente y no tiene que cambiarse para alterar la ―spread―. Los cálculos
mecánicos de la válvula son exactamente los mismos que se han discutido
anteriormente, solo que el asiento pequeño es llamado orificio de control y el
asiento grande para el suministro del gas es conocido como orificio motriz.
Para el control del regulador superficial en el bombeo intermitente, el asiento de
control debe ser seleccionado de acuerdo al "spread‖ real y que es alrededor del
10% más pequeño que la ―spread" deseada. Para un control de tiempo de bombeo
intermitente el asiento de control debe ser seleccionado de acuerdo al ―spread"
real que es de 30 al 60% más pequeña que la spread requerida.
e) Cálculo del volumen del gas de inyección.
El flujo crítico para un gas natural esta dado por una relación de presiones y
por lo general puede ocurrir cuando:
Pt/Pc = 0.55
La determinación del diámetro de los estranguladores (válvula de aguja, control
de tiempo, o ambos) que se instalan en la tubería superficial del gas de inyección
en las válvulas subsuperficiales de BN, está basada en el principio de flujo crítico.
El flujo crítico es un fenómeno de flujo definido por el flujo de gases
compresibles, en Ia sección de estrangulamiento de una restricción, cuando su
velocidad es sónica (velocidad del sonido en el flujo) o el número Mach es uno. El
número Mach es una relación adimensional dada por el cociente de la velocidad
del fluido entre la velocidad del sonido.
Existe flujo subcrítico si:
P2/P1 >
Se tiene flujo crítico cuando:
P2/P1 <
Donde:
84
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
*K =
Las ecuaciones siguientes permiten calcular el diámetro del estrangulador:
CA =
(3.30)
(
)
* K puede ser obtenida con la Fig. 3.19
Fig. 3.19. Relación de Calores Especificos en Función de la Temperatura y Densidad Relativa
Donde:
A = área del estrangulador,
C = coeficiente de descarga del estrangulador
85
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
T = temperatura en el estrangulador, °F
P1 = presión corriente arriba del estrangulador (Pth)
P2= presión corriente abajo del estrangulador (Pe)
El diámetro del estrangulador puede obtenerse con la siguiente ecuación,
ajustada de la correlación establecida por Cook.
dc= 1.75105+932.334 CA-29372.7
+397972
—1510615
(3.30A)
Donde:
dc = diámetro del estrangulador en 64 (avos) de pg.
Si existe flujo crítico a través del estrangulador, el diámetro se puede calcular
con las mismas ecuaciones pero en lugar del valor de P2/P1 se usa el de
Cuando se tiene flujo crítico a través del estrangulador, la presión corriente
arriba (antes del estrangulador) es independiente de la presión que prevalece
después del estrangulador (espacio anular).
3.2.6 Válvula de BN Operada por Fluidos.
La Fig. 3.20 muestra una válvula operada por fluidos, con la nomenclatura
semejante a una válvula operada por presión. Las válvulas son idénticas con la
excepción de que la presión en la TP actúa ahora sobre el área del asiento. Esta
es una válvula con doble elemento de carga (resorte y domo cargado con gas) que
proporcionan las correspondientes fuerzas que pueden usarse, estas dependen
del arreglo que se tenga del resorte y el domo.
1,- Resorte sin carga en el domo
2.- Carga en el domo sin resorte
3.- Combinación de resorte y carga en el domo
86
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.20. Válvula Operada por Fluidos
a) Presión de apertura de una válvula operada por fluidos bajo condiciones de
operación.
Cuando la válvula de fluidos es sensible a la presión en la TP, la presión para
abrir la válvula está definida como la presión en la TP requerida para abrir Ia
válvula operando a condiciones de operación. La Fig. 3.21 muestra una válvula
operando bajo condiciones de trabajo de presión; la presión para abrir puede ser
analizada cuando está en la posición de cierre, a un instante antes de que la
válvula se abra, para ese momento se tienen las siguientes ecuaciones:
Fo = Fc
(3.3)
Donde:
Fc = PdAb + St (Ab – Ap)
(3.31)
Sustituyendo las ecuaciones anteriores en la ecuación (3.3):
PcAp + Pt (Ab – Ap) = PdAb + St (Ab – Ap)
87
(3.32)
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
despejando Pt y ordenando con respecto a Pt se tiene:
(3.33)
Pt =
Con la ecuación (3.33) se puede calcular la presión en Ia TP necesaria para
abrir la válvula operada por fluidos bajo condiciones de operación.
Fig. 3.21. Válvula Operada por Fluidos Bajo Condiciones de Operación
Se observa en la ecuación (3.33), una similitud con la ecuación (3.25) para una
válvula operada por presión, excepto que la Pc y Pt son reemplazadas. EI término
en la ecuación anterior representa la presión en la TR la cual se resta de
Ia presión en Ia tubería (Pt ); esto es, como la presión en la TR se incrementa, Ia
presión en la TP necesaria para abrir la válvula decrece. El término
es conocido como efecto en la TR (C.E.). .
C.E. =
(3.34)
88
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
La relación
)
en una válvula operada por fluidos, es conocida como el
factor de efecto en la tubería de revestimiento (CEF), esto es:
C.E.F. =
(3.35)
Y el efecto de la TR (CE):
C.E.= Pc (C.E.F.)
(3.36)
b) Presión de cierre de una válvula operada por fluidos bajo condiciones de
operación.
La Fig. 3.22 muestra una válvula operada por fluidos en la posición abierta,
bajo condiciones de operación. Cuando la válvula está en la posición abierta la
presión abajo de la válvula (esfera) es considerada como la presión en la TP y no
la presión de Ia TR, esto significa que pueden haber pequeñas caídas de presión
en la TR; entonces, la caída de presión en el orificio está en función del volumen
del flujo de gas.
La siguiente ecuación de balance de fuerzas se establece para unos instantes
antes de cerrar la válvula:
Fo = Fc
(3.3)
Donde:
Fc = PdAb + St(Ab - Ap)
(3.37)
Fo = PtAp + Pt(Ab - Ap)
o
Fo = PtAb
(3.38)
Sustituyendo las ecuaciones anteriores en la ecuación (3.3)
PtAb = PdAb + St(Ab – Ap),
despejando Pt:
Pt = Pd + St(1-R),
89
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
para determinar la presión en la TP a Ia cual la válvula se cierra, haciendo:
Pvc = Pt
Pvc = Pd + St (1-R)
(3.39)
Fig. 3.22. Válvula Operada por Fluidos Bajo Condiciones de Operación
c) Presión de prueba en el taller (Ptro)
Después de establecer las presiones de apertura y de cierre, las válvulas
deben ser calibradas en el taller para las presiones correspondientes a las
esperadas en el pozo, esto se conoce como una presión de prueba (Ptro). Como
no se tiene presión aplicada a la válvula por medio de la TR, la Pc se puede hacer
igual a cero en la ecuación (3.33) y resulta:
Pt =
+ St
(3.40)
La Pd se corrige a la temperatura base de 60°F (0 para otra temperatura base),
la ecuación (3.40) se usa para obtener las presiones de prueba en el taller:
Ptro =
+ St
(3.41)
90
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Nótese que cuando la carga en el domo es cero Ptro = St (no es necesario
corregir a St por temperatura).
Ejemplo 3.8:
Válvula con doble elemento de carga (domo y resorte).
Datos:
Profundidad de la válvula = 8,000 pies
St = 600
Temperatura a profundidad de la válvula = 180 °F
Pvc = 1800
R = 0.0407
1 - R = 0.9593
Determinar:
1) Presión del domo, Pd a Ia profundidad de la válvula
2) Pd @ 60°F
3) Ptro, presión de prueba para abrir la válvula.
Solución:
(1) Presión en el domo, Pd
Despejando Pd de la ecuación (2.39)
Pd = Pvc - St (1-R) = 1800 - 600 (0.9593) = 1224
(2) Usando Ia Tabla 3.1 para una temperatura de la válvuIa de 180 °F.
Ct =
Pd @ 60°F = 0.795(1224)
Pd @ 60°F = 973
(3) La Ptro, presión de prueba para abrir la válvula:
91
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Ptro =
+ St ;
Ptro
Ptro = 1614.28
Ejemplo 3.9:
Válvula con doble elemento de carga (sin carga en el domo).
Datos:
Profundidad de la válvula = 8,000 pies
Presión superficial del gas de inyección = 800
γg =0.7 (aire = 1.0)
Ts = 100°F (temperatura en la superficie)
Temperatura a 8,000 pies = 180°F
Pvc = 800
R = 0.0407, 1-R = 0.9593
Pt = 750
Determinar: (1) La presión de apertura de la válvula a la profundidad
correspondiente, (2) La Ptro.
(1) La presión en la TR de 800
, se calcula de la misma forma que el
Ejemplo 3.1, y como no se tiene carga en el domo:
Pd = 0, de la ecuación (3.39)
St = Pvc/1-R, cuando Pd = 0
la presión para abrir la válvula es:
Pt =
Pt =
= 834
92
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(2) Cuando Pd = 0
Ptro = St =
Ejemplo 3.10:
Válvula con carga en el domo y sin resorte.
Datos: Los mismos del Ejemplo 3.9.
Determinar:
(1) La presión de apertura de la válvula
(2) La Ptro
(1) La presión en la TR correspondiente a una presión en la superficie de 800
es de 955
.
Dado que no hay resorte, St = 0. De la ecuación (3.39):
Pvc = Pd + St (1-R)
y como Pvc = Pd, se tiene:
Pt =
Pt =
= 793
(2) Cuando St = 0
Ptro =
La Pd @ 60°F puede ser determinada usando la Tabla 3.1 para una T = 180°F
en la válvula.
Ct = 0.795 =
Pd @ 60°F = Pd @ 180°F (0.795)
Pd@ 60°F = 800 (0.795) = 636
93
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Ptro= 636 / 0.9593 = 663
Ejemplo 3.11:
Válvula con doble elemento, carga en el domo y resorte.
Determinar:
(1) La presión de apertura de la válvula
(2) La Ptro
(3) Procedimiento para colocarla
Solución:
(1) La profundidad de la válvula, la presión correspondiente a 800
en
la superficie es de 955
correspondiente a 800
a Ia profundidad de
Pvc = Pd + St (1 – R); de la ecuación (3.39).
Despejando la Pd
Pd = Pvc - St (1-R) = 800 - 300(0.9593) = 512
De acuerdo a esto, de la ecuación (3.33), la presión en la PT para abrir la
válvula es:
Pt = Pd / (1 – R) + St – Pc
Pt = (512/0.9593) + 300 – 955(0.0407/0.9593) = 793
(2) Para Ptro la Pd@60°F puede ser determinada usando la Tabla 3.1 con
una temperatura en la válvula de 180°F:
Ct = 0.795 =
Pd @ 60°F = 0.795 (Pd @ 180°F)
Pd @ 60°F = 0.795 (512) = 407
Ptro = (407/0.9593) + 300 = 724
(3) Recordando que Pt = St, cuando P = 0 se puede establecer el siguiente
procedimiento para colocar la válvula:
94
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Paso 1) Instalar la válvula de prueba, ajustar el resorte hasta que la
válvula se abra con una presión de 300
, esta es, St = 300
.
Paso 2) Verificar que la presión esté arriba de la presión del domo y
calibrar la válvula a 60°F.
Paso 3) Reducir presiones del domo hasta que la válvula abra, al aplicar
una presión de 724
.
3.3. Clasificación de las instalaciones de bombeo neumático.
En general el tipo de instalación está condicionada por la decisión de hacer
producir un pozo con bombeo neumático continuo o intermitente. Las válvulas
están diseñadas de modo que funcionen como un orificio de apertura variable para
el caso de bombeo neumático continuo, dependiendo de la presión de la TP o
pueden tener un asiento amplio para el caso de BN intermitente y suministrar un
volumen de gas rápidamente a la TP para desplazar el bache de líquido.
Las terminaciones múltiples requieren de una instalación más compleja.
3.3.1. Instalación Abierta.
En este tipo de instalación el aparejo de producción queda suspendido dentro
del pozo sin empacador. El gas se inyecta en el espacio anular formado entre las
tuberías de revestimiento y producción y los fluidos contenidos en la TP son
desplazados (Fig. 3.23). Esta permite la comunicación entre las tuberías de
revestimiento y producción, de modo que esta instalación queda restringida a
pozos con buenas características, que presenten un nivel alto del fluido, formando
un sello o tapón. Normalmente esto puede involucrar exclusivamente a pozos que
se exploten con bombeo neumático continuo. Aunque puede ser posible usar este
tipo de instalación para pozos que se vayan a explotar con bombeo neumático
intermitente, esta debería hacerse solamente cuando el empacador no pueda
instalarse por alguna razón. De cualquier modo, no se debe usar una instalación
abierta cuando exista alguna posibilidad de liberación del gas alrededor del fondo
de la TP.
95
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.23. Instalación Abierta
Otro problema que se tiene en las instalaciones abiertas es la presión variable
en la línea superficial, que provoca que el nivel del fluido en el pozo aumente y
disminuya en el espacio anular exponiendo por consiguiente a todas las válvulas
situadas debajo del punto de inyección a una erosión severa con el fluido. Al
extraer una instalación de este tipo a la superficie, generalmente todas las válvulas
colocadas debajo del punto de inyección, se encuentran pulidas por la erosión
provocada por el fluido.
Otra desventaja más de este tipo de instalación es que el pozo debe ser
descargado y reacondicionado cada vez que se cierre. Debido a que no se tiene
un empacador, el nivel del fluido en el pozo aumentara en la etapa de cierre; este
fluido debe ser descargado nuevamente por el espacio anular exponiendo a las
válvulas a una erosión adicional con el fluido.
Existe también la posibilidad de que, mientras el pozo produce, cierta cantidad
de fluido se mueva en el espacio anular, a través de las válvulas inferiores, y hacia
el interior de la TP. Este se debe a la menor resistencia al flujo en el espacio
anular. Así se provocara erosión por el paso del fluido en las válvulas inferiores.
96
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Debido a las desventajas mencionadas es evidente que una instalación abierta
no es normalmente recomendada. Sin embargo, hay situaciones en las que no es
posible la colocación de un empacador debido a la erosión, tuberías de
revestimiento en mal estado, fallas internas en la TR, etc., en tales casos se debe
usar una instalación abierta y realizará un buen trabajo en la mayoría de los
pozos con bombeo neumático continuo. En pozos con bombeo neumático
intermitente la instalación abierta es ineficiente, debido a la posible liberación del
gas en el fondo de la tubería de producción. .
3.3.2. Instalación Semicerrada.
Esta instalación, Fig. 3.24, es similar a la instalación abierta, excepto que se
adiciona un empacador que sirve de aislante entre las tuberías de revestimiento y
producción. Este tipo de instalación se puede usar tanto para BN continuo como
intermitente. Ofrece varias ventajas sobre una instalación abierta. Primero, una
vez que el pozo se ha descargado, no hay camino por el cual el fluido pueda
regresar al espacio anular de la TR, ya que todas las válvulas tienen un dispositivo
de retención "check". Segundo, cualquier fluido dentro de la TP no puede
abandonar la tubería de producción y pasar al espacio anular de la TR. Tercero, el
empacador aísla a la TR de cualquier fluido proveniente del fondo de la TP.
Este tipo de instalación se usa también en el caso de bombeo neumático
intermitente. El empacador aísla a la formación de la presión que se tenga en la
tubería de revestimiento. Sin embargo, está instalación permite que la presión del
gas en la TP actué contra la formación, como en el caso del BN intermitente.
97
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.24. Instalación Semicerrada
3.3.3. Instalación Cerrada.
Este tipo de instalación, Fig. 3.25, es parecida a una instalación semicerrada
excepto que se coloca una válvula de pie en la TP. Aunque la válvula de pie se
coloca normalmente en el fondo del pozo, esta se puede situar inmediatamente
abajo de la válvula operante. Esta válvula de pie evita que la presión del gas de
inyección actué contra la formación.
En una instalación de BN intermitente se debe instalar una válvula de pie, ya
que esta ofrece mayores ventajas para incrementar Ia producción diaria.
98
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.25. Instalación Cerrada
3.4. Diseño de Instalaciones de Bombeo Neumático Continuo.
Diversos factores intervienen en el diseño de una instalación de BN; uno de los
primeros, es que el pozo esté produciendo, en flujo continuo o en flujo
intermitente. Otro factor que influye en el diseño es el conocimiento de cuál tipo de
flujo es mejor, este límite presenta muchas dificultades para el diseño de la
instalación.
Algunas de las válvulas de bombeo neumático pueden emplearse en ambos
flujos, sin embargo, otras válvulas solo pueden ser usadas únicamente para uno o
para otro caso.
Las razones de emplear válvulas de bombeo neumático son:
99
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
1) Descargar los fluidos del pozo e inyectar el gas en un punto óptimo de la tubería
de producción.
2) Crear la presión de fondo fluyendo necesaria para que el pozo pueda producir
el gasto deseado, controlando el gas de inyección en Ia superficie y el gas
producido.
La localización de las válvulas de BN en el punto óptimo está influenciada por:
a) La presión del gas disponible para descargar el pozo.
b) La densidad del fluido o gradiente de los fluidos en el pozo a un determinado
tiempo de descarga.
c) El comportamiento de afluencia al pozo durante el tiempo de descarga.
d) La presión a boca de pozo (contrapresión entre el pozo y la central de
recolección) que hace posible que los fluidos puedan ser producidos y
descargados.
e) El nivel de fluido en la TP (espacio anular) ya sea que el pozo haya sido
cargado con fluido de control o prescindido de él.
f) La presión de fondo fluyendo y las características de los fluidos producidos del
pozo.
Las instalaciones de BN son flexibles, debido a que se puede ajustar de tal
manera que se obtenga la máxima producción en óptimas condiciones;
considerando el abatimiento de la presión de fondo fluyendo, por lo cual es
necesario, en algunos casos, instalar dos o tres válvulas de bombeo neumático
adicionales, abajo del punto de inyección.
3.4.1 Determinación del punto óptimo de inyección en una instalación de
bombeo neumático continúo.
En el diseño de una instalación de BN continuo, primero debe localizarse el
punto óptimo de inyección de la válvula operante a continuación se describe un
procedimiento general para los diferentes tipos de válvulas:
100
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
1.- Graficar en papel con coordenadas rectangulares, la profundidad en el eje de
las ordenadas siendo igual a cero en la parte superior y presentando su valor
máximo en el punto de referencias (empacador, intervalo, medio productor).
2.- En el eje de las abscisas graficar la presión con cero en el origen hasta una
presión máxima.
3.- Trazar la presión estática (Pws) a la profundidad del intervalo medio productor.
4.- A partir del índice de productividad ―comportamiento de afluencia del pozo"
(curva de IPR), calcule la Pwf correspondiente al gasto deseado e indique éste
valor a la profundidad de referencia.
5.- Partiendo de la Pws prolongar la línea del gradiente estático hasta intersectar
al eje de las ordenadas, este punto corresponde al nivel estático dentro del pozo.
6.- Desde el punto de la presión de fondo fluyendo, graficar el perfil de presión
abajo del punto de inyección. Esto puede ser calculado en detalle o puede ser
trazado directamente de curvas de gradiente,
7.- Señalar en el eje de las abscisas la presión máxima del gas de inyección
(presión de arranque), la presión disponible y la presión de operación. La presión
de operación generalmente se fija100 lb/
abajo de la presión disponible y esta,
50 lb/
abajo de la presión de arranque.
8.- Trazar la línea del gradiente de gas correspondiente a la presión de operación
y a la presión disponible hasta intersectar la línea del gradiente fluyendo
establecida en el paso 6.
9.- Marcar el punto donde la presión de operación intersecta la línea de gradiente
fluyendo como el punto de balance entre la presión en el espacio anular y la
presión en la TP.
10.- Partiendo del punto de balance y sobre la línea de gradiente fluyendo,
determinar el PUNTO DE INYECCION DEL GAs, restando 100 lb/
del punto de
balance.
11.- Marcar la presión de flujo en la TP (Pth) a la profundidad de cero. Realmente
este valor es desconocido y debe ser determinado en base a la presión del
separador y a la caída de presión que ocurre a través de la línea de descarga.
12.- Unir el punto de inyección y la presión de flujo en la cabeza del pozo,
seleccionando la curva de gradiente de presión o bien la correlación de flujo
multifásico correspondiente. Esta curva proporciona la relación gas-líquido total
101
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
que se requiere para producir el pozo al gasto deseado. La relación gas-liquido
inyectada es igual a la diferencia entre la relación gas-liquido total y la de los
fluidos de la formación.
Cuando no se dispone de las curvas de gradiente o correlaciones de flujo
multifásico, el punto de inyección y la presión de flujo en la cabeza del pozo
pueden unirse con una recta para propósitos de "espaciamiento de válvulas".
También para propósito de espaciamiento puede utilizarse el gradiente mínimo
cuando se dispone de un volumen limitado de gas. El punto de inyección de gas
determinado con el procedimiento anterior es válido para un tiempo en particular,
pero éste puede variar dependiendo de cómo varíe la presión del yacimiento y el
índice de productividad.
Procedimiento gráfico para el espaciamiento de las válvulas balanceadas (flujo
continuo).
El espaciamiento de las válvulas en una instalación de BN continuo depende
de los siguientes factores:
1. Tipo de válvula subsuperficial empleada.
2. Descarga del pozo a la presa o a la batería (separador).
3. Profundidad del nivel estático del fluido.
4. Presión disponible para descargar el pozo (presión extra o presión normal del
gas de inyección).
5. Volumen disponible del gas de inyección durante la descarga del pozo
(gradiente de descarga mínimo).
Después de determinar el punto de inyección mediante el procedimiento
descrito anteriormente, el espaciamiento de las válvulas balanceadas en una
instalación de BN se determina con el siguiente procedimiento:
a) Trazar la línea de gradiente del fluido de control, partiendo de la presión en la
cabeza del pozo (Pwh), esta presión es igual a cero si el pozo descarga al
quemador, y tiene un valor positivo si el pozo descarga al separador.
b) Extender esta línea, hasta intersectar la presión disponible del gas de
inyección, esta profundidad corresponde a la posición de la primera válvula.
102
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
c) Desde el punto anterior, trazar una línea horizontal, hasta intersectar la línea
de gradiente de presión de flujo arriba del punto de inyección o a la línea de
gradiente de descarga o a la línea de gradiente mínimo.
d) Del punto de intersección anterior, trazar una paralela a la línea de gradiente
del fluido de control hasta intersectar la línea de gradiente de presión disponible
menos 25 lb/
Esta profundidad corresponde a la segunda válvula.
e) Reducir la presión en 25 lb/
del punto de intersección determinado en el
paso (d) y trazar hacia abajo la línea de gradiente de presión del gas de inyección.
f) Trazar una línea horizontal desde la posición de la válvula 1 a la izquierda,
hasta intersectar la línea de gradiente de flujo, arriba del punto de inyección.
g) Desde este punto, trazar una línea paralela al gradiente de fluido de control,
hasta intersectar la nueva línea de gradiente del gas determinado en el paso (e),
esta profundidad corresponde a la válvula número 3.
h) Repetir el procedimiento descrito en los pasos e, f, y g hasta, alcanzar el punto
de inyección del gas.
i) Colocar una o dos válvulas abajo del punto de inyección previendo posibles
reducciones en la presión media del yacimiento y cambios en la productividad del
pozo.
j) Determinar el diámetro del orificio, empleando gráficas.
k) Trazar la línea de gradiente geotérmico desde la temperatura de flujo en la
superficie hasta la temperatura de flujo en el fondo del pozo.
l) Determinar la temperatura correspondiente de cada válvula, a la profundidad
de colocación.
m) Seleccionar la Pso de las válvulas, disminuyendo en 25 lb/
la presión entre
válvula y válvula, iniciando para la primera con un valor igual a 25 lb/
abajo de
la presión disponible del gas de inyección.
n) Determinar la presión de calibración del domo a 60 o 30°F empleando la Tabla
3.1 para nitrógeno.
o) Preparar una tabla final indicando:
1. Número de válvula.
2. Profundidad
103
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
3. Temperatura
4. Pso (presión superficial)
5. Pvo (presión de apertura de la válvula)
6. Presión del domo, Pd
Procedimiento gráfico para el espaciamiento y calibración de las válvulas
desbalanceadas en flujo continúo.
Después de determinar el punto de inyección mediante, el procedimiento
descrito anteriormente, el espaciamiento de válvulas desbalanceadas se lleva a
cabo mediante el procedimiento siguiente:
1. Adicionar 200 lb/
a la presión en la TP fluyendo en la cabeza del
pozo y marcar este punto a la profundidad de cero. Trazar una línea
recta desde este punto, al correspondiente punto de inyección del
gas, esta línea representa la presión en TP de diseño.
2. Trazar la línea de gradiente del fluido de control, partiendo de una
presión cero o de la presión fluyendo en la "boca" del pozo, ya sea
que el pozo descargue al quemador o al separador, hasta intersectar
la línea de gradiente que corresponde a la presión disponible del gas
de inyección, este punto determina la profundidad de la primera
válvula.
3. Trazar una línea horizontal, desde el punto determinado en el paso
anterior, hasta intersectar la línea que corresponde a la presión en la
TP de diseño.
4. Desde la intersección anterior, trazar una paralela a la línea de
gradiente del fluido de control hasta intersectar la línea
correspondiente a la presión de operación del gas de inyección. Este
punto determina la profundidad de la segunda válvula.
104
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
5. Repetir el procedimiento anterior entre la presión en TP de diseño y la
presión de operación del gas de inyección hasta alcanzar el punto de
inyección.
6. Trazar un gradiente lineal entre la temperatura en la boca del pozo y
la temperatura de fondo.
7. Determinar la presión en TP de cada válvula a la profundidad
correspondiente.
8. Tabular la presión en TP de diseño y la presión fluyendo en TP real
para cada válvula a la profundidad correspondiente.
9. Fijar la presión superficial de apertura de la primera válvula 50
lb/
abajo de la presión disponible del gas de inyección.
10. Seleccionar las presiones superficiales de apertura del resto de las
válvulas, dejando una diferencia de 10 lb/
entre válvula y válvula,
en forma decreciente y partiendo de la presión superficial de apertura
de la primera válvula.
11. Determinar la presión de apertura, de cada válvula (Pvo) a la
profundidad correspondiente sumándole el peso de la columna de
gas a cada válvula.
12. Utilizando la presión en la TP de diseño, la presión de apertura de
cada válvula y el diámetro del orificio seleccionado, calcular la presión
de cierre frente a la válvula (Pvc) , la cual es también la presión del
domo (Pd).
13. Determinar la presión del domo de cada válvula a 60 u 80°F usando
la Tabla 3.1. y tabular estos resultados.
14. Calcular la presión de apertura en el taller para cada válvula de 60°F
utilizando la siguiente expresión.
Ptro = Pd @ 60°F / 1 - R .
15. Determinar la presión de apertura Pvo de cada válvula a la
profundidad correspondiente, utilizando la presión de flujo real en la
TP:
105
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Pvo =
16. Determinar la presión superficial de apertura de cada válvula bajo
condiciones reales de operación; previendo de que no habrá
interferencia entre válvulas.
17. Hacer cualquier ajuste necesario.
18. Preparar en forma tabulada todos los resultados.
a) Válvula No.
·
b) Profundidad, pies
c) Diseño (Pt)
d) Pt, fluyendo
e) Pso (diseño)
f) Pvo (diseño)
g) Pd @ Tv
h) Psc
i) Pd @ 60°F
j) Ptro
k) Pvo (real)
l) Pso (real)
El mismo procedimiento se sigue cuando las presiones de calibración de las
válvulas se seleccionan en otra forma. Por ejemplo, se puede diseñar la
instalación a una misma profundidad de cierre para todas las válvulas o
disminuyendo la presión superficial de cierre en 10 lb/
entre válvula y válvula.
Ejemplo 3.12:
Sean los siguientes datos:
106
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Profundidad = 8000 pies
Producción = 1000 bl/día (100% aceite)
Diámetro de la tubería = 2 3/8 pg. (1.995 pg. diámetro interior.)
Pws = 2650 lb/
Índice de productividad = 2 (cte)
Rs = 200
/bl
γg = 0.70 (aire=1)
Pso = 900 lb
, γo = 40 °API
Temperatura del fondo del pozo = 200 °F
Temperatura de flujo en la superficie = 120 °F
Determinar el punto de inyección del gas.
1.- Trazar en una escala vertical (eje Y) la profundidad (0-8000 pies).
2.- Trazar en una escala horizontal (eje X) la presión (0-2800 lb/
).
3.- Trazar la Pws a la profundidad correcta (profundidad del pozo).
4.- A partir del índice de productividad, calcular la Pws correspondiente para dar la
producción deseada.
∆p =
5.- Restando esta ∆P se obtiene la Pwf como sigue:
Pwf = Pws - ∆P = 2650 – 500 = 2150 lb/
trazar esta presión de 2150 lb/
a 8000 pies de profundidad.
6.- Partiendo de la Pwf y prolongando la línea de gradiente estático hasta la
intersección con la ordenada, esta da el nivel del líquido dentro del pozo.
7.- De la presión de fondo fluyendo de 2150 lb/
flujo para una Rs = 200
/bl y una Pso = 900 lb/
obtener el punto de inyección de gas.
107
se prolonga el gradiente de
con esto es suficiente para
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
8.- Marcar la Pso de 900 lb/
9.- Para una Pso = 900 lb/
gradiente de flujo, para 900 lb/
y prolongando hasta que intercepte la línea de
es de 21.2 lb/
/1000 pies.
10.- Marcar el punto donde se intarsecta la presión en la TR y el gradiente de flujo
como el "punto de balance".
11.- Se resta 100 lb/
a esta punto y sobre el gradiente de flujo se localiza el
"punto de inyección" del gas.
12.- Trazar la Pwh a la profundidad de cero.
13.- Unir el punto de inyección y la Pwh, seleccionando la curva de gradiente
correspondiente; esto puede ser calculado con las curvas de gradiente propuestas
por Brown. De estas curvas Rs total = 600
/bl.
14.- Encontrar el volumen de gas de inyección necesario (Total gas-líquidoRS)q1= Volumen de gas
Volumen de gas = (600-200) 1000 = 400,000
15.- Encontrar el diámetro correcto del orificio para el paso de gas de inyección.
a) Encontrar la temperatura de operación de inyección. Para este caso,
considerando un gradiente de temperatura lineal, la temperatura a:
4625 pies, es: 120 °F +
= 176 °F
b) Corregir el volumen de gas por temperatura y por gravedad especifica.
Factor de corrección = 0.0544 √
Factor de corrección = 0.0544 √
= 1.148
Volumen corregido = 1.148 x 400 000 = 459 131
/día
c) Con las presiones corriente arriba y corriente abajo (1000 y 900 lb
) el
volumen corregido de gas y empleando la ecuación 3.30A o gráficas de diversos
fabricantes, el diámetro del asiento de la válvula seleccionada es de 12/64 pg.
108
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
3.5. Diseño de instalaciones con bombeo neumático intermitente.
El diseño de una instalación con bombeo neumático intermitente puede ser
más difícil que el correspondiente a una instalación con bombeo neumático
continuo. En el bombeo neumático intermitente se permite que se acumule un
bache de líquido arriba de la válvula operante. En seguida la válvula operante
abre, permitiendo que el volumen de gas necesario entre para desplazar el bache
hasta la superficie en forma de pistón.
El propósito del bombeo neumático intermitente es el mismo que el del bombeo
continuo, provocar la caída de presión necesaria en el fondo del pozo para que
éste produzca el gasto deseado.
Los siguientes gastos de producción fueron presentados por Trash y Brown
como una guía para considerar el cambio de una instalación de bombeo
neumático intermitente a otra con flujo continuo.
Diámetro de la TP (pg)
Gasto (bl/día)
1
25 - 50
1¼
50 - 75
1½
75 - 125
2
200
2½
250
3
300
cámara de acumulación
400 - 600
3.5.1. Ciclo del bombeo neumático intermitente.
El bombeo intermitente es un método cíclico de producción en el cual primero
se permite que se forme un bache de líquido en la tubería de producción (Fig.
3.26A). Cuando la combinación de la presión en la cabeza del pozo, el peso de la
columna de gas, y la presión hidrostática del bache alcanza un valor específico
frente a la válvula operante, el gas se inyecta hacia la tubería de revestimiento por
109
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
medio de algún tipo de control en la superficie. Cuando la presión en la tubería de
revestimiento aumenta hasta el valor de la presión de apertura de la válvula
operante, el gas pasa hacia el interior de la tubería de producción. Bajo
condiciones ideales el líquido, en la forma de un bache o pistón, se desplaza hacia
arriba por la energía del gas que se encuentra abajo de éste. El gas viaja a una
velocidad aparentemente mayor que a velocidad del bache de líquido ocasionando
la penetración del gas en el bache. Esta penetración provoca que parte del bache
de líquido caiga a la fase de gas en forma de gotas (Fig. 3.26B) y/o como una
película en la pared de la tubería de producción (Fig. 3.26C).
Cuando el bache de líquido llega a la superficie, la presión en la tubería de
producción frente a la válvula disminuye, incrementando la inyección de gas a
través de ella. Cuando la presión en la tubería de revestimiento baja hasta la
presión de cierre de la válvula operante, la inyección de gas a través de esta
válvula se interrumpe (Fig. 3.26D).
En el ciclo de producción del bache se presenta un período de estabilización en
el cual las gotas de líquido del bache anterior caen al fondo del pozo formando
parte del siguiente bache de líquido que se forma.
La caída de líquido puede representar una parte substancial del bache original.
El control de estas caídas de líquido, determinan el éxito de una instalación de
bombeo neumático intermitente. La imposibilidad, en algunas ocasiones, de
predecir las caídas de líquido ocasionan que muchas instalaciones sean sobre
diseñadas. En muchos casos se pueden obtener altos gastos de producción, pero
frecuentemente los grandes costos de operación reducen las utilidades que se
puedan conseguir del pozo.
110
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.26. Ciclos del bombeo neumático intermitente
3.5.2. Factores a considerar en el diseño de una instalación con bombeo
neumático intermitente.
A continuación se presentan algunos factores que se deben considerar para
efectuar un buen diseño de una instalación de bombeo neumático intermitente.
1. Tipo de instalaciones.
Se pueden considerar tres tipos de instalaciones para el bombeo neumático
intermitente:
a) Instalación normal con tubería de producción, levantando el fluido desde
el fondo del pozo.
111
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
b) Instalación normal con tubería de producción, sin levantar el fluido desde
el fondo del pozo.
c) Instalación con una cámara de acumulación.
La mayoría de las instalaciones son de tipo (a). En este caso dichas
instalaciones, si es posible, se deben colocar con empacador y válvula de pie.
Algunas instalaciones serán del tipo (b) debido a que se dispone de una presión
de operación baja en la superficie y/o altos gastos de producción sin que estos
pozos puedan aún ser explotados exitosamente con bombeo neumático continuo.
Por otra parte existen muchos pozos con bajas presiones de fondo y altos índices
de productividad en los cuales se recomienda el uso de una instalación con
cámara de acumulación.
2. Profundidad de colocación de la válvula superior.
La localización de la válvula superior puede ser extremadamente importante
dependiendo de la presión de fondo estática y si el pozo será llenado con fluido de
control. Muchos pozos con bombeo neumático tienen muy bajas presiones de
fondo. Si estos pozos no presentan la posibilidad de fluir durante los trabajos de
reparación, el nivel estático del fluido permanecerá constante a gran profundidad y
es posible colocar la primera válvula a dicha profundidad.
Si el pozo es llenado hasta la superficie con fluido de control, entonces la
válvula superior se colocará de acuerdo a la presión de arranque disponible del
gas de inyección. Por ejemplo si se dispone de 900 lb/
, y el pozo está cargado
con agua salada cuyo gradiente de presión es 0.50 lb/
y se descarga en la
superficie con una presión de 50 lb/
(Pwh), entonces la primera válvula puede
ser colocada a (900-50)/(0.50) = 1700 pies. Si se usa un procedimiento de
espaciamiento gráfico, la primera válvula se colocará un poco más abajo de lo
determinado analíticamente, debido a que se considera el peso de la columna de
gas de inyección en la tubería de revestimiento.
3. Presiones disponibles y colocación de las válvulas.
Puede haber una presión de arranque disponible del gas de inyección para
descargar el pozo al inicio, que exceda la presión de operación. La presión de
operación disponible es la presión que se puede mantener en la cabeza del pozo
bajo condiciones de operación. Si la presión en la línea varía, se considera la
presión mínima como la presión con la que puede operar la instalación en
112
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
cualquier momento, durante días o semanas. Bajo ninguna circunstancia se debe
colocar la válvula operante a una presión de apertura mayor que la presión de
operación disponible. Pero las válvulas de descarga si se podrán colocar a
presiones de apertura mayores, debido a que pueden recibir ayuda de la presión
de arranque.
Por ejemplo, la presión de arranque puede ser 900 lb/
y la presión de
operación disponible 800 lb/
. La presión en la línea puede variar entre 800 y
825 o 850, pero se debe utilizar 800 lb/
La colocación de las otras válvulas no
deben exceder la presión de arranque menos 50 lb/
(900-50 = 850). Para las
válvulas de descarga las presiones de cierre en superficie deben comenzar con
una presión menor en 100 lb/
a la presión de operación disponible mínima,
para este ejemplo: (800-100) = 700 lb/
. Esto asegura la apertura de las
válvulas.
4. Gradiente de descarga y espaciamiento de las válvulas.
Para determinar la distancia que debe haber entre cada válvula se debe usar
un valor para el gradiente de presión del fluido que se encuentre en la tubería de
producción. Los gradientes de presión del fluido en el pozo comprenden dos
etapas en el proceso de la descarga. Si por ejemplo se tiene un pozo con 8000
pies de profundidad y 1000 lb/
de presión de fondo, podrá mantener una
columna de agua salada de 2000 pies de longitud cuyo gradiente sea igual a 0.5
lb/
pie. Si el pozo está cargado hasta la superficie con este fluido. La
formación no podrá aportar fluidos al pozo durante el proceso de descarga hasta
que el nivel del fluido de control baje hasta (8000-2000) = 6000 pies de
profundidad. El pozo no podrá recibir aportación de fluidos de la formación hasta
que la presión en la tubería de producción sea menor de 1000 lb/
. Por lo tanto
las válvulas podrán ser espaciadas hasta los 6000 pies de profundidad en el pozo
sin preocuparse de que haya aportación de fluidos al pozo. El gradiente de
descarga varía con el volumen de gas disponible y los gastos de descarga. Estos
deben seleccionarse cuidadosamente cuando se tenga un volumen limitado de
gas disponible. Si no hay restricciones de gas se pueden manejar gradientes de
descarga como 0.01 lb/
para una gasto de producción de 80 bl/día. Para
propósitos de la descarga del pozo se han utilizado gradientes tan pequeños como
0.02 lb/
pie. Comúnmente se usa un gradiente de descarga de 0.04 lb/
/pie
para tuberías de producción de 2 y 2 ½‖. Y se usan gradientes menores para
diámetros de tubería de producción más pequeños (Ver las Figs. 3.27 A - 3.27 B).
113
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Después que el nivel del líquido baje hasta el punto en que se inicie la
aportación de fluidos de la formación, el gradiente de presión del fluido que se
encuentre en el pozo variará según el gasto de llenado del pozo. Seguramente, un
pozo que se llene con 300 bl/día no puede tener las válvulas tan espaciadas como
otro pozo que se llene con 10 bl/día. Las Figs. 3.27 A y 3.27 B muestran
gradientes confiables para usarse en pozos que se espera se llenen con los
gastos indicados. Estos gradientes se pueden usar en Ia descarga de un pozo con
bombeo neumático continuo y por lo tanto ofrecen seguridad para la descarga de
un pozo con bombeo neumático intermitente, tanto para agua como aceite.
Fig. 3.27. Gradientes de Descarga para Calcular Espaciamiento entre Válvulas
114
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
5. Diferencia entre la presión de apertura de la válvula operante y la carga del
fluido a bombearse en la tubería de producción.
Otra consideración importante para el diseño de una instalación de bombeo
neumático intermitente es la selección de la diferencia de presión entre la carga en
la tubería de producción y la presión de inyección del gas.
Para iniciar cualquier diseño se recomienda una selección de la presión
diferencial entre 200 y 300 lb/
.
6. Diámetro del asiento de Ia válvula.
El tamaño del asiento de las válvulas del bombeo neumático tiene un efecto
determinante sobre la recuperación y la relación gas-liquido (RGL). Para una
tubería de producción de 2 pg. se recomienda un diámetro mínimo de 1/2 pg. Para
el asiento de la válvula operante.
La Fig. 3.28 muestra registros de presión típicos para baches que se
bombearon con válvulas cuyos diámetros de asiento fueron de 1, 1/2, y 5/16pg.
Los registros de presión fueron tomados en tuberías de producción de 2 pg, a
profundidades da 5940, 4290, 1685 pies y en la superficie. En la misma figura se
incluye un recuadro que presenta un registro de presión en superficie de la tubería
de revestimiento para los tres diámetros de asiento mencionados.
La tabla que se muestra en la Fig. 3.28 indica una recuperación de 58% para
un asiento de 5/16 pg y 74% para un asiento de 1 pg. La relación gas líquido para
un asiento de 5/16 pg. Fue 2550
bl comparando con 2020
para el
asiento de una 1 pg.
Observando el registro de presión en superficie para la tubería de revestimiento
se advierte que para un asiento de 1 pg, el bache se desplaza más rápidamente y
con una presión mayor en la tubería de producción. Esto indica un bache limpio
comparado con el mismo registro de presión en superficie para un bache que es
desplazado con una válvula cuyo asiento es de 5/16 pg.
Se han realizado varias pruebas para observar el efecto del tamaño del asiento
de las válvulas del bombeo neumático intermitente y se ha encontrado que las
válvulas con asientos mayores son más eficientes. Para una tubería de producción
de 2 pg, se debe usar por lo menos un asiento de ½ pg. La Tabla 3.2 muestra el
diámetro de asiento equivalente a utilizarse con otras tuberías de producción. Se
observa que se requiere un asiento de 21/64 pg, para una tubería de producción
115
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
de 1 ¼ pg, para que sea equivalente a un asiento de ½ pg, con una tubería de
producción de 2 pg.
Fig. 3 .28. Registro de Presión en Superficie
TABLA 3.2
Diámetros de asientos para válvulas colocadas en diferentes tuberías de
producción equivalentes a asientos de válvulas usadas en una tubería de
producción de 2 pg.
Diámetro de
TP (pg)
2
¾
1
1¼
1½
1¾
2½
Diámetro de
asiento (pg)
Frac.
Frac.
Frac.
Frac.
Frac.
Frac.
Frac.
1
27/64
17/32
11/16
13/64
57/64
17/64
11/16
9/32
23/64
15/32
9/16
19/32
49/64
1/2
13/64
17/64
21/64
13/32
7/16
9/16
3/8
5/32
13/64
1/4
19/64
21/64
27/64
5/16
1/8
11/64
7/32
¼
11/32
11/32
7. Porcentaje de Recuperación.
Una porción del volumen líquido del bache se perderá en el recorrido hacia la
superficie. Un cálculo aproximado es 7% de pérdidas per cada 1000 pies de
recorrido. Sin embargo, esto varía según el diámetro de la tubería de producción y
del volumen de gas inyectado por ciclo. El punto de RGL mínima no coincide con
el punto de recuperación máxima.
Para calcular el porcentaje de recuperación por ciclo se puede emplear la
siguiente expresión:
(
116
)
(3.42)
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Donde:
Bp = recuperación de líquido por ciclo (bl).
Pt = presión en la tubería de producción frente a la válvula operante en el
momento de bombear el bache (
Ct = capacidad de la tubería de producción (bl/pie).
Sf = factor de pérdidas por resbalamiento. Frecuentemente se usa 7% /1000 pies.
Pwh= presión de la tubería de producción arriba del bache (
.
Dv = profundidad de la válvula (pies).
Gs = gradiente de presión del fluido en el pozo (
/pie)
Ejemplo 3.13:
Cálculo de la recuperación de fluido por ciclo. Presión en la cabeza del pozo =
50
(suponga la misma presión en la cima del bache).
Presión en la TP frente a la válvula en el momento de bombear el bache =
600
Factor de pérdidas por resbalamiento = 0.07/1000 pies.
Diámetro de la TP = 2 3/8 pg (Ct = 0.00387 bl/pie).
Profundidad de la válvula = 5000 pies.
Gradiente del fluido en el pozo = 0.4
/pie.
Bp = (0.00387(600-50)/0.4 x (1 - 0.07 (5000/1000))
Bp = 1.37 bl/ciclo
Para calcular la producción diaria de fluido para bombeo neumático intermitente
se puede utilizar la siguiente fórmula:
qL = N Bp
(3.43)
donde:
117
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
qL = gasto de producción de líquido (bl/día)
N=
(3.44)
N = número de ciclos por día
Dv = profundidad de la válvula operante (pies).
Por lo tanto para calcular la producción diaria de líquido se tiene:
N=
= 96 ciclos/día
qL = 96 x 1.37 = 122.5 bl/día
Pruebas realizadas en tuberías de producción de 2 pg, muestran que una
pérdida de 7% del volumen inicial del bache por cada 1000 pies es representativa.
En general este valor se puede usar para otros diámetros de tuberías. Y es del
orden de 3 a 5% para instalaciones con cámara de acumulación, reduciéndose
cuando se emplea el pistón viajero.
8. Volumen de gas necesario para el bombeo neumático intermitente.
En general, el volumen de gas necesario para desplazar un bache de líquido en
un pozo, es el volumen de gas que se requiere para llenar la tubería de producción
hasta la superficie con la presión promedio que se tenga bajo el bache.
Para eliminar cálculos largos se han publicado una serie de figuras o graficas
que nos sirven para determinar rápidamente los volúmenes de gas requeridos. Y
se ha observado en forma general que la producción se puede incrementar, pero
se requieren mayores volúmenes de gas.
9. Frecuencia del ciclo de bombeo y tiempo de estabilización de la presión.
El tiempo de estabilización de Ia presión es el tiempo requerido para que todo
el rocío y las gotas de líquido se asienten en la tubería de producción. Muchos
118
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
pozos no requieren ser bombeados por ciclos menores de 1 o 2 hr. En estos casos
todas las gotas de líquido se asientan en la tubería de producción y no hay
preocupación sobre la frecuencia del ciclo. Sin embargo, algunos pozos deben ser
bombeados en forma cíclica en períodos de tiempo menores que su tiempo de
estabilización de la presión. Y algunos son bombeados tan rápidamente que
aprovechan casi una condición de flujo continuo.
Para una tubería de producción de 2 pg, una buena aproximación para la
duración del ciclo de bombeo en minutos, que produzca un bache limpio, es
1.5x(profundidad [pie]/1000). Por ejemplo, para un pozo de 8000 pies de
profundidad, se tiene 1.5 x (8000/1000)= 12 minutos. (Esto representa el tiempo
mínimo). Para este mismo diámetro de tubería, la velocidad del bache será
aproximadamente 1000 pies/min. Por lo tanto, en el ejemplo anterior solo pasaran
3 o 4 minutos después que el bache haya llegado a la superficie y antes que el
siguiente bache abandone el fondo del pozo.
El tiempo de estabilización de la presión se puede reducir considerablemente
desplazando baches más ligeros. Conforme aumente la diferencia entre la presión
en la tubería de revestimiento y la carga en la tubería de producción (representada
por Dp) el tiempo de estabilización de la presión disminuye. Al tenerse un valor de
Dp grande se bombean cargas más ligeras, produciéndose las velocidades más
altas y por lo tanto mayores recuperaciones y menor tiempo de estabilización de la
presión.
10. Tipo de válvulas usadas en el bombeo neumático intermitente.
Se pueden usar varios tipos de válvulas para el paso del bombeo neumático
intermitente. En general, para un punto de inyección dado, la válvula debe tener
un asiento amplio y abrir rápidamente. Dependiendo del tipo de control del gas de
inyección en la superficie, se puede o no requerir amplitud de la válvula.
Si el gas se controla completamente desde la superficie, se podrá usar una
amplitud pequeña para el bombeo neumático intermitente. Si se desea utilizar el
espacio anular para almacenar un volumen parcial de gas e inyectar el volumen
adicional a través de un control de tiempo en la superficie, entonces es
conveniente usar una válvula desbalanceada. De lo contrario, si se desea usar
una válvula de aguja o un estrangulador en la superficie para la inyección del
100% del gas requerido, entonces se debe utilizar una válvula piloto en la sarta de
producción.
119
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Las válvulas desbalanceadas se pueden espaciar a la misma presión de cierre
en la superficie, o bien a 10
de diferencia, o más entre cada válvula.
También se pueden espaciar a la misma presión de apertura en superficie.
Normalmente se debe tomar una diferencia de presión de 10 a 25
para la
presión de cierre en superficie de cada válvula.
11. Inyección de gas a través de un solo punto de inyección o bien a través de
puntos múltiples.
Aunque la mayoría de las instalaciones han sido diseñadas para inyectar gas
por un solo punto, en el campo existen varias instalaciones con inyección de gas a
través de puntos múltiples. La inyección múltiple (que considera la apertura de una
a tres válvulas además de la válvula operante) se ha usado en muchas
instalaciones que fueron diseñadas originalmente para la inyección de gas a
través de un sólo punto. La inyección múltiple no produce efectos negativos y
puede ser benéfica.
Neeley y otros investigadores realizaron varias pruebas de campo con bombeo
neumático intermitente y concluyeron que la inyección de gas a través de un sólo
punto y a través de puntos múltiples se comportaron igual respecto a los
porcentajes de recuperación y los requerimientos de los volúmenes de gas.
12. Resumen de las consideraciones para el diseño de una instalación de bombeo
neumático intermitente.
El tipo de instalación a utilizarse para el bombeo neumático intermitente se
debe determinar de acuerdo a la información de productividad del pozo. La
colocación de la válvula superior se puede fijar conociendo la presión de arranque
y la presión de operación en la superficie. Para efectuar el espaciamiento de las
válvulas se podrá utilizar un gradiente de descarga basándose en el gasto de
producción del pozo (Fig. 3.27 A y 3.27 B). El volumen de gas requerido se puede
establecer con gráficas. Para la inyección de gas a través de un solo punto se
debe usar un diámetro de asiento mínimo de ½ pg, para una tubería de
producción de 2 pg y esta relación entre asiento y tubería de producción se debe
mantener para otras tuberías con diámetro diferente (según la tabla 3.2). Cuando
sea posible se debe establecer una diferencia de 150 a 300
entre la
presión de inyección en la válvula operante y la carga en la tubería de producción
frente a dicha válvula.
120
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
La recuperación será afectada por pérdidas de 7% por cada 1000 pies de
recorrido del bache. Generalmente la frecuencia del ciclo de bombeo final, en el
campo, se determina por ensayo y error.
3.5.3. Procedimientos de diseño para instalaciones de bombeo neumático
intermitente.
Existen varios procedimientos para el espaciamiento de las válvulas en
instalaciones con bombeo neumático intermitente. Estos varían según las
recomendaciones del fabricante y el tipo de válvulas a usar. Normalmente, las
válvulas operadas por presión pueden ser espaciadas a mayor distancia una de
otra que las operadas por fluido. Cualquier válvula, tal como una válvula
combinada, debe ser espaciada considerando las condiciones de la sección en
que vaya a trabajar. Si se tiene un pozo con una productividad relativamente baja,
entonces las válvulas superiores son usadas únicamente durante el proceso de
descarga y pueden estar relativamente más juntas. Sin embargo, no es bueno
colocar las válvulas muy espaciadas una de otra debido a que la descarga del
pozo puede no realizarse correctamente.
El tipo de control en la superficie para la inyección del gas también tiene
influencia en el diseño de una instalación de bombeo neumático intermitente. El
diseño es más crítico si se utiliza un control por estrangulador en superficie
comparado con un control cíclico de tiempo. Para un control por estrangulador, se
recomienda usar una válvula operante con la amplitud correcta para suministrar el
volumen de gas requerido por ciclo. Si se usa un control cíclico de tiempo
entonces el valor de la amplitud no es tan crítico.
La inyección a través de puntos múltiples es un caso especial y se debe tener
mayor cuidado en el diseño de la instalación de este tipo para que ninguna válvula
se abra dentro del bache de líquido.
Procedimiento gráfico para válvulas desbalanceadas operadas por presión,
con control cíclico de tiempo en superficie, considerando una diferencia de
25
en las presiones de operación de cada válvula.
Este procedimiento de diseño se ilustrara con el siguiente Ejemplo (3.14)
Diámetro de la TP = 2 3/8 pg
121
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Diámetro de la TR = 7 pg
Presión de operación en superficie, Pso = 1000
Presión disponible = 1050
Gradiente de presión del fluido de control, Gs= 0.4
/pie
Profundidad del pozo = 7600 pies
Densidad relativa del gas = 0.7
Presión en la cabeza del pozo, Pwh = 80
Presión media del yacimiento, Pr = 1500
Temperatura en el fondo del pozo = 167°F
Temperatura en la superficie = 109°F
Densidad del aceite = 35°API
Índice de productividad promedio = 0.2 (bl/día)/(
)
De una prueba de producción; q= 150 bl/día, Pwf = 750
(1) Preparar en papel milimétrico las escalas de presión vs profundidad.
(2) Marcar Pso = 1000
en la superficie. A partir de este punto y con el
gradiente de presión del gas de inyección trazar una línea hasta la profundidad de
7600 pies. De la Fig, 3.14 se tiene un gradiente igual a 26.2
/1000 pies.
(3) Marcar la presión en Ia cabeza del pozo igual a 800
en la superficie.
(4) Estimar el gasto máximo para este pozo utilizando el método de Vogel,
obteniéndose 214 bl/día. Este gasto se tendría para una presión de fondo fluyendo
igual a cero. Para condiciones reales este valor quedará entre 150 bl/día (cuando
Pwf = 750
y 200 bl/día.
(5) Basándose en el gasto de producción estimado para el pozo, seleccionar un
gradiente de descarga para el espaciamiento de las válvulas. Los gradientes de
descarga aumentan al aumentar los gastos de producción. Se seleccionará un
gradiente de descarga de 0.064
/pie (Fig. 3.27B) basándose en un gasto de
200 bl/día. Trazar una línea para el gradiente de descarga partiendo de Pwh = 80
en la superficie hasta la profundidad de 7600 pies.
122
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(6) A partir de la Pwh = 80
en la superficie trazar la línea del gradiente de
presión del fluido de control (0.4
/pie) hasta intersectar la línea de la presión
de operación en superficie (Pso). Este punto de intersección determina la
profundidad de colocación de la primera válvula, 2500 pies con una presión
disponible de 1050
(7) Partiendo de la Pso = 1000
tomar diferencias de 25
para la
presión de operación en superficie obteniéndose valores de 975, 950, 925 y 900
. Con estos valores y con los gradientes de presión del gas trazar las líneas
correspondientes hasta el fondo del pozo. Los gradientes de presión del gas de
inyección serán 25.5, 25, 24.2 y 23.6
/1000 pies respectivamente (Fig.
3.14).
(8) Partiendo del punto de intersección generado en el paso (6) trazar una línea
horizontal hacia la izquierda hasta intersectar la línea del gradiente de descarga
igual a 0.064
/pie.
(9) A partir del punto obtenido en el paso (8) trazar una línea hacia abajo, paralela
a la línea del gradiente de presión del fluido de control, hasta que intersecte la
línea de la presión de operación igual a 975
. El punto de intersección
determina la profundidad de colocación de la segunda válvula a 4600 pies.
(10) Repitiendo el procedimiento se obtiene una profundidad de colocación para la
válvula 3 igual a 6400 pies, y para la válvula 4 se rebasa la profundidad del pozo.
Colocar la válvula 4 a 7600 pies. A continuación se muestra la colocación de las
cuatro válvulas con sus respectivas presiones de operación en superficie.
Válvula
Pso (
Profundidad (pie)
1
1000
2500
2
975
4600
3
950
6400
4
925(cambiar a 900)
7600
Debido a que se tiene control de tiempo en superficie y se desea un sólo punto
de inyección, ajustar la válvula 4 para que abra con 900
de presión en
superficie: esto evita interferencias.
123
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(11) Determinar el volumen de gas necesario para un ciclo de bombeo. Para una
presión de operación en superficie 900
la presión de apertura de la válvula
a 7600 pies es 1080
. Por lo tanto, el volumen de gas requerido será 7200
/ciclo.
(12) Determinar la caída de presión necesaria en la tubería de revestimiento para
suministrar 7200
. De la gráfica correspondiente se obtiene un valor de 74
(13) Determinar la carga en la tubería de producción que será bombeada por ciclo,
utilizando Ia expresión: Pt = 1/2 Pr = 1/2(1500)= 750
(14) Seleccionar el diámetro del asiento de la válvula operante para un control de
tiempo en la superficie. Como una estimación, considerar la mitad de la diferencial
de presión de 74
para la válvula operante: es decir, la válvula tendrá una
amplitud dé 74/2 = 37
asegurando que el control del gas será desde la
superficie. Para un control por estrangulador en la superficie, todo el cambio de
presión, requerido para suministrar el volumen de gas necesario, se asignará a la
válvula operante (74
).
Debido a que la presión de apertura de la válvula operante es de 1080
,
establecer la presión de cierre para la misma a 1080-37=1043
. Redondear
este valor a 1040
. De lo anterior se tiene:
R=
De la Tabla 3.3 para una válvula con diámetro igual a 1 1/2pg. y área de fuelles
de 0.77
corresponde a un diámetro para el asiento entre 3/8 y 5/16 pg.
Seleccionar el diámetro menor porque es preferible tener una amplitud menor que
mayor de la establecida para un control de tiempo en la superficie. Encontrándose
entre 5/16 Y 3/8 pg, nuevamente elegir el asiento de 5/16 pg. Este representa el
asiento de control de la válvula operante. Adicionalmente seleccionar un diámetro
mayor para el asiento principal (1/2, 5/8 o 3/4 pg). Para este caso se usarán 5/8
pg.
El asiento de 5/16 pg. tiene un valor de R = 0.0996 y 1-R = 0.9004. Si la
presión de apertura en superficie de la válvula operante es de 900
, para la
cual corresponde una Pvo=1080
y una carga an la tubería de producción
igual a 750
, la presión de cierre correcta a la profundidad de la válvula
será:
Pd = Pvc = Pvo (1-R) + Pt R
124
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
= 1080 (0.9004) + 750 (0.0996)
= 1047
Y la amplitud correcta de la válvula será igual a 1080-1047 = 33
es aplicable cuando se tiene un control de tiempo en la superficie.
. Esto
(15) Seleccionar los asientos del resto de las válvulas. Debido a que las dos
válvulas superiores se usarán sólo para la descarga del pozo, usar asientos de
5/16 pg. Para la válvula 3 aplicar los mismos valores determinados para la válvula
operante. En caso que el pozo se comporte mejor de lo programado, la válvula 3
podrá usarse como la válvula operante.
(16) Construir la línea del gradiente de temperatura empleando los valores de 109
y 167°F para la superficie y el fondo del pozo, Determinar la temperatura de cada
válvula.
(17) Preparar una tabla de resultados como se muestra en la Tabla 3.4 y
determinar la presión de calibración en el taller para cada una de las válvulas. A
continuación se da una explicación de cada columna de dicha tabla.
1) Número de válvula.
2) Profundidad de la válvula.
3) Temperatura de cada válvula.
4) Pso (dato).
5) Pvo.
6) Se determina con la línea del gradiente de descarga para la válvula 1,2 y 3.
Para la válvula 4 se seleccionó el valor de Pt = 750 lb/
(ver paso 13).
7) Ver paso 14.
8) Ver paso 15.
9) Pd= Pvc = Pvo (1 - R) + Pt R
10) Psc = Pvc - peso de la columna de gas
11) Convertir la Pd, que se tiene a la temperatura de cada válvula, a la Pd para
60°F. Ver Tabla 3.1.
12) Determinar la presión de la prueba en el taller, Ptro =
125
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
13) Ajuste final: aproximar los valores de la columna 12 al múltiplo de 5 más
próximo.
La razón para establecer una diferencia de 50
entre las presiones de
apertura en superficie para las válvulas 3 y 4 es evidente y también se podría
establecer una diferencia de 75
. Si se trabajara con las 25
comunes, entonces es posible que la válvula 3 abriera dentro del bache y esto
puede ser perjudicial. No hay daño si la válvula operante abre después de que el
bache pase, pero si abre dentro del bache puede provocar mayores pérdidas de
líquido.
TABLA 3.3
Relación de áreas entre los fuelles y el asiento para válvulas de diámetro
igual a 1 ½ pg (Ab = 0.77
) y 1 pg (Ab= 0.29
Diámetro del asiento (pg)
Válvula con D.E. de 1pg.
Válvula con D.E. de 1 ½ pg
(R)
0.863
0.1534
0.1942
0.2397
0.2900
0.3450
0.4697
---
3/16
1/4
9/32
5/16
11/32
3/8
7/16
1/2
9/16
(R)
0.0359
0.0638
-0.0996
-0.1434
0.1952
0.2567
0.3227
TABLA 3.4
No.
Vál.
1
Prof.
Pso
Pvo
Pt
2500
Tem.
Vál.
128
Asiento
principal
5/16
Pd
Psc
240
Asient
piloto
5/16
1000
1066
2
4600
144
975
3
6400
158
4
7600
167
984
1092
375
5/16
5/16
950
1110
490
5/16
900
1080
750
5/16
126
Ptro
60°F
950
Final
923
Pd
60°F
855
1021
910
852
946
945
5/8
1048
898
860
955
955
5/8
1047
872
850
944
945
950
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Procedimiento gráfico para válvulas desbalanceadas operadas por presión,
con control cíclico de tiempo en superficie, considerando una diferencia de
25
en las presiones de operación de cada válvula.
El procedimiento analítico para el espaciamiento de las válvulas es semejante
al procedimiento gráfico excepto que generalmente se desprecia el peso de la
columna de gas. Por ensayo y error se puede incluir el peso de la columna de gas
y entonces, se podrán obtener los mismos resultados del procedimiento gráfico.
Una práctica común es despreciar el peso de Ia columna de gas, este
procedimiento es favorable porque se agrega un factor de seguridad adicional.
Procedimiento mismos datos que el Ejemplo 3.14.
Ejemplo 3.15:
(1) Estimar el gasto máximo de producción posible por el método de Vogel, que
es 214 bl/día para Pwf = 0. De la Fig. 3.27B, basándose en un gasto de
producción máximo de 200 bl/día, seleccionar un gradiente de descarga do
0.064
pie.
(2) Establecer una diferencia de 25
superficie para cada válvula.
entre las presiones de operación en
(3) Ajustar las válvulas para una presión de apertura en superficie de 1000,
975, 950, 925 y 900
, estas presiones serán también las de apertura de las
válvulas en el pozo debido a que se despreciará el peso de la columna de gas.
(4) Determinar la profundidad de colocación de la válvula 1 suponiendo que el
pozo está cargado hasta la superficie con fluido de control:
Dv1 =
Comparando con los 2500 pies obtenidos al considerar el peso de la columna de
gas.
(5) Para Ia válvula 2 se tiene:
Dv2 = Dv1 + (
)
127
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Observar que se emplea Pvo1 igual a 1000
en lugar de Pvo2 igual a
975
, debido a que las 1000
se tienen disponibles hasta que se llega
a la válvula 2.
Dv2 = 2300 + (
) = 2300 + 1932 = 4232 pies
(6) La profundidad de colocación de la válvula 3 se determina de la misma
forma excepto que ahora se emplea Pvo2:
Dv3 = Dv2 + (
Dv3 = 4232 + (
)
) = 4232 + 1560 = 5792 pies
(7) Para la válvula 4:
Dv4 = 5792 + (
) = 5792 + 1248 = 7040 pies
(8) Para la válvula 5:
Dv5 = 7040 + (
) = 7040 + 986 = 8026 pies
(9) Preparar una tabla que muestre las presiones y profundidades de las cinco
válvulas y hacer los ajustes necesarios.
Válvula
1
2
3
4
5
Profundidad (pies)
Presión (
1000
975
950
925
900
2300
4232
5792
7040
8026
Ajustar la válvula 5 hasta la profundidad del pozo, la cual es 7600 pies. Dejar Ia
válvula 4 a la profundidad da 7040 pies en caso de ser necesario que funcione
como la válvula operante. Al igual que el procedimiento gráfico conceder una
128
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
diferencia de presiones adicional igual a 25
ajustándola para que opere a una presión da 875
para la última válvula,
.
A continuación se presenta el arreglo de las válvulas después de haber
realizado el ajuste:
Válvula
1
2
3
4
5
Profundidad (pies)
Presión (
1000
975
950
925
875
2300
4232
5792
7040
7600
Dependiendo de si se desea agregar un factor de seguridad, estas presiones
pueden ahora ser consideradas como las presiones que se tendrán a las
profundidades correspondientes para cada válvula; o se pueden considerar como
las presiones de operación en superficie.
(10) Determinar la temperatura para cada válvula:
Temperatura en superficie = 109 °F
Temperatura a 7600 pies = 167°F.
Gradiente de temperatura=
= 0.00763°F/pie.
Temperatura de la válvula 1 = 109 + (0.00763)(2300)
= 109 + 18 = 127°F
De la misma forma, las temperaturas para las válvulas 2, 3.,4 y 5 son 141, 153,
163 y 167°F respectivamente.
(11) Preparar una tabla de resultados semejante a la Tabla 3.5 donde se
considera a las presiones de la tabla anterior como la presión de apertura en
superficie. También, ver los pasos 11 a 15 del procedimiento anterior, del diseño
gráfico para determinar el volumen de gas necesario por ciclo, que será
aproximadamente igual a 7200
; requiriendo un cambio de presión de 74
en la tubería de revestimiento. Elegir un diámetro igual a 5/16 pg, para el
asiento de control, el cual tendrá una amplitud de aproximadamente 35
.
Estimar una carga en Ia tubería de producción, frente a la última válvula, de la
129
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
misma manera que en el procedimiento gráfico obteniéndose Pt=1/2 Pr =1/2(1500)
= 750
.
(12) Explicación de las columnas de la Tabla 3.5.
(1) Número de válvula.
(2) Profundidad de colocación (paso 9)
(3) Temperatura de cada válvula (paso 10)
(4) Pso (dato).
(5) Pvo (calculada con el peso de la columna de gas).
(6) Pt (calculada con el gradiente de descarga elegido).
(7) Diámetro del asiento de control (igual al procedimiento gráfico anterior).
(8) Diámetro del asiento principal (se emplea un diámetro mayor para la válvula
operante).
(9) Pd = Pvc = Pvo (1-R) + Pt R.
(10) Psc (se calcula considerando el peso de la columna de gas).
(11) Pd a 60°F (Tabla 3.1)
(12) Ptro =
(13) Ajuste final de Ias presiones del inciso (12) al valor múltiplo de 5 más cercano.
TABLA 3.5
Resumen de resultados del procedimiento analítico para válvulas operadas
por presión.
No.
Vál.
1
Prof.
Pso
Pvo
Pt
2300
Tem.
Vál.
127
Asiento
principal
5/16
Pd
Psc
227
Asient
piloto
5/16
1000
1060
2
4232
141
975
3
5792
153
4
7040
5
7600
Ptro
60°F
950
Final
922
Pd
60°F
855
977
1083
351
5/16
5/16
1010
910
860
955
955
950
1095
451
5/16
5/16
1031
895
857
952
950
163
925
1095
531
5/16
5/8
1039
879
849
943
945
167
875
1050
750
5/16
5/8
1020
850
830
922
920
130
950
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Procedimiento gráfico para válvulas desbalanceadas operadas por presión,
con control por estrangulador en la superficie, considerando una diferencia
de 25
en las presiones de apertura en superficie entre cada válvula.
Este procedimiento es igual al que se sigue cuando se utiliza un control de
tiempo en superficie. La única diferencia es que la válvula operante debe tener
una amplitud suficiente para suministrar el volumen de gas requerido por ciclo.
Debido a que el control de la inyección del gas se realizará por estrangulador,
entonces no se dispondrá de un control de tiempo que permita suministrar el gas
en un período de tiempo corto. La tubería de revestimiento se utiliza como una
cámara de almacenamiento para el gas hasta que la válvula operante abre y
suministre el volumen de gas necesario para desplazar el bache acumulado en la
tubería de producción. Luego la presión en la tubería de revestimiento disminuye
hasta el valor de la presión de cierre de la válvula.
Procedimiento (mismos datos del Ejemplo 3.14)
Ejemplo 3.16:
Preparar una gráfica para un control de tiempo en superficie.
(1) Los pasos 1 a 10 son los mismos del Procedimiento 3.14. y se tendrá el
siguiente arreglo:
Válvula
1
2
3
4
Profundidad (pies)
Presión (
1000
975
950
900
2500
4600
6400
7600
(2) Los pasos 11, 12 y 13 son los mismos del procedimiento de diseño ejemplo
3.14., determinándose un volumen de gas necesario igual a 7200
/ciclo, un
cambio de presión en la tubería de revestimiento igual a 74
y bombeando
una carga en la tubería de producción de 750
Cuando se elige una amplitud igual a 74
para la válvula operante, Ia
presión en la tubería de revestimiento deberá cambiar en 74
para que la
válvula cierre. Debido al peso de la columna de gas, la amplitud en la superficie
será menor que la correspondiente a la profundidad de Ia válvula operante. Por
ejemplo, para un cambio de 76
a la profundidad de 7600 pies habrá
131
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
aproximadamente 62
equivalentes en la superficie. Para un pozo cuya
profundidad sea de 6000 pies, restar 10
a la amplitud de la válvula
operante para determinar la amplitud correspondiente en la superficie. Para este
ejemplo esperar una amplitud en la superficie aproximadamente igual a 74 - 10 =
64
(3) Un control por estrangulador requiere una válvula que tenga una amplitud igual
a 74
correspondientes al cambio de la presión en la tubería de
revestimiento, necesaria para suministrar 7200
de gas. La presión de
apertura de la válvula será igual a 900 + peso de la columna da gas = 1080
. La presión de cierre respectiva será 1080 – 74 = 1006
y la carga en la
tubería de producción de 750
(4) Elegir al asiento de control de la válvula operante que satisfaga las condiciones
do Pvo - 1080, Pvc = 1006 y Pt = 750
. Utilizar la ecuación:
R=
Para una válvula cuyo diámetro sea igual a 1 ½ pg. y área de fuelles de
0.77
corresponde un diámetro de asiento de 15/32 pg. donde:
R = Ap/Ab y Ap = (0.2242)(0.77) = 0.1726
Este valor se obtiene da Ia Fig. 3.27, la cual muestra que el valor de R=0.2242
está entre 7/16 y 1/2 pg. correspondiente al diámetro del asiento. Normalmente se
elige el valor más pequeño 7/16 pg. para esta caso.
(5) Revisar la amplitud que se tendrá para estas condiciones. De la Tabla 3.3 el
valor de "R" para esta válvula es 0.1952 y (1-R) = 0.8058. Si Pvo = 1080 y Pt =
750, entonces:
Pvc = Pvo (1-R) + Pt(R) = 1080(0.8058) + (750)(0.1952)
= 870 + 146 = 1017
El asiento de control de la válvula operante igual a 7/16pg, tendrá una amplitud
de 1080 - 1017 = 63
comparadas con las 74
requeridas. De
gráficas una amplitud igual a 63
suministrara (840)(7.6) = 6384
en
lugar de los 7200
deseados. No obstante, emplear al asiento de control de
7/16 pg. ya que el volumen de gas requerido esta basado en el manejo de agua y
lo que bombeará será aceite. También, la inyección de gas por el estrangulador en
132
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
la superficie permite que tal gas pase a la tubería de revestimiento durante el
período de bombeo, por lo que en realidad se tendrán más de los 6384
indicados. Usar un diámetro do 5/8 a 3/4 pg. para al asiento principal de la válvula
operante. Para las tres válvulas de descarga utilizar un asiento igual a 5/16 pg.
(6) Determinar la temperatura para cada válvula.
(7) Preparar una tabla de resultados como la Tabla 3.6.
La válvula operante, para un control por estrangulador en superficie debe ser
recuperable por cable debido a la dificultad de determinar la carga óptima en la
tubería de producción. Por ejemplo en este caso se uso Pt = 1/2 Pr y en muchos
casos Pr es desconocida. Esta es una razón por la cual la mayoría de los pozos se
instalan con un control de tiempo en superficie.
Otro procedimiento es probar el pozo inicialmente con un control de tiempo en
superficie y una válvula cuya amplitud sea pequeña, cambiando después a un
control por estrangulador.
TABLA 3.6
No.
Vál.
Prof.
Tem.
Vál.
Pso
Pvo
Pt
Asient
piloto
Asiento
principal
Pd
Psc
Pd
60°F
Ptro
60°F
Final
1
2500
128
1000
1066
240
5/16
5/16
984
923
855
950
950
2
4600
144
975
1092
375
5/16
5/16
1021
910
852
946
945
3
6400
158
950
1110
490
5/16
5/16
1048
898
860
955
955
4
7600
167
900
1080
750
5/16
5/8
1017
848
830
1030
1030
Procedimiento gráfico para válvulas operadas por presión, con presión de
cierre en superficie constante y control de tiempo o control por
estrangulador.
Un procedimiento ampliamente usado para el espaciamiento de las válvulas en
el bombeo neumático intermitente es colocar todas las válvulas a la misma
presión de cierre en superficie. Esto es posible para válvulas operadas por presión
y válvulas piloto. Este diseño se puede usar tanto para control con estrangulador o
control de tiempo en la superficie, considerando que se tiene la presión disponible
suficiente para abrir la válvula.
133
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Donde se requieren más de 3 o 4 válvulas para descargar el pozo, este método
hace posible llegar a la válvula operante con mayor presión.
Si la presión de operación disponible y la presión de descarga es la misma,
entonces establecer la presión de cierre en superficie a 100
menos que la
presión de operación para una tubería de revestimiento de 7 pg. y 150
menos, para una tubería de revestimiento de 5 ½ pg. Ambas con tuberías de
producción de 2 3/8 o 2 7/8 pg. Luego verificar el cambio de presión necesario en
la tubería de revestimiento para suministrar el volumen de gas necesario y realizar
cualquier ajuste que sea necesario.
Procedimiento (mismos datos del Ejemplo 3.14)
Ejemplo 3.17:
(1) Preparar una gráfica en papel milimétrico con los ejes de presión vs.
Profundidad.
(2) Marcar Pso=1000
en la superficie y trazar una línea hacia abajo con el
gradiente del gas, hasta llegar a la profundidad de 7600 pies. De la Fig. 3.14 este
gradiente será 26.2
.
(3) Señalar con un punto la presión en la cabeza del pozo igual a 80
.
(4) Empleando el método de Vogel se estimaron gasto de producción igual a
214bl/día. Este gasto se tendrá si la presión de fondo fluyendo fuera igual a cero,
lo cual no es factible. El gasto de producción máximo sería menor a 200 bl/día y
probablemente entre 150 (cuando Pwf = 750
) y 200 bl/día.
(5) Elegir un gradiente de descarga para el espaciamiento de las válvulas
basándose en el gasto de producción del pozo. El gradiente de descarga aumenta
al aumentar el gasto de producción. Basándose en un gasto de producción final
igual a 200 bl/día, de trazar la línea del gradiente de descarga de 0.064
.
(6) Suponer que la presión de cierre en Ia superficie es constante, con valor de
900
(Presión disponibie 100
y señalar este valor en la gráfica. A
partir de este punto y considerando el gradiente de presión del gas (23.6
) prolongar una línea hasta la profundidad total del pozo.
(7) Dibujar la línea del gradiente del fluido de control, igual a 0.4
,
comenzando ésta desde la presión en la cabeza del pozo (80
) y
extendiéndose hacia abajo hasta intersectar la línea de la presión de operación del
134
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
gas, igual a 1000
profundidad.
. Este punto sitúa a la válvula 1 a 2460 pies de
(8) Desde la profundidad de 2460 pies trazar una horizontal hacia la izquierda
hasta intersectar Ia línea del gradiente de descarga de 0.064
(9) A partir de dicho punto extender una línea paralela a la correspondiente al
gradiente del fluido de control hasta intersectar Ia línea de la presión de cierre
igual a 900
.
(10) Localizar las válvulas restantes con el mismo procedimiento de espaciamiento
utilizando las líneas del gradiente de descarga (0.064
y la presión de
cierre en superficie (900
). Asi se determinaron las profundidades de
colocación para las válvulas restantes a 6050 y 7500 pies.
(11) Ajustar el espaciamiento de las válvulas. Considerando la posición del
empacador respecto al intervalo perforado colocar la válvula 4 a 7200 pies de
profundidad y colocar otra válvula (válvula 5) a una profundidad de 7600 pies
(espaciada 400 pies de la válvula anterior). El ajuste final queda de la siguiente
forma:
Válvula
1
2
3
4
5
Profundidad (pies)
2460
4370
6050
7200
7600
(12) Ajustar la presión de cierre en superficie de la última válvula (válvula 5)
disminuyéndola para eliminar la interferencia entre válvulas. Reducir su presión
de cierre en superficie hasta 800
(50
menos que todas las demas
válvulas). El ajuste de la presión de cierre en superficie quedará.
Válvula
1
2
3
4
5
Pso (
900
900
900
900
900
135
)
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(13) Determinar el volumen de gas de inyección necesario por cada ciclo. Se
necesita conocer la presión de apertura de la válvula operante. Suponer una
presión de apertura a la profundidad de 7600 pies igual a 1080
. Por lo tanto
el volumen de gas requerido = 7200
.
(14) Se determinará un cambio de la presión en la tubería de revestimiento igual a
74
, necesario para suministrar los 7200
(15) Dependiendo de si se usará un control de tiempo o un control por
estrangulador en la superficie, determinar la presión de apertura de la válvula
operante. La presión de cierre a la profundidad de colocación (7600 pies) es igual
a 850 + (22.2)(7.6) = 1019
.
Para un control por estrangulador se tendrá:
Pvo = 1019 + 74 = 1093
,y
Para un control de tiempo
Pvo = 1019 + 74/2 = 1056
(16) Determinar el diámetro de los asientos de las válvulas. Estimar la carga en la
tubería de producción: Pt = ½ Pr = ½ (1500) = 750
(a) Para un control por estrangulador en superficie se tiene:
R=
Para una válvula de 1 ½ pg. de diámetro exterior, el asiento más cercano es de
7/16 pg. (Tabla 2.3), el cual tiene un valor de R = 0.1952 y (1-R) = 0.8048. Con
una presión de cierre igual a 1019
. La presión de apertura, para un asiento
de 7/16 pg, se encuentra como sigue:
Pvo =
=
(
)
(
)
= 1084
Esto ofrece una Dp = 1084 - 1019 = 65
en lugar de las 74
requeridas. Este valor se puede considerar aceptable. Utilizar un asiento principal
igual a 5/8 pg.
(b) Para un control de tiempo en superficie resulta:
136
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
R=
De la Tabla 3.3 para una válvula de 1 ½ pg. de diámetro exterior, el asiento de
control más próximo es de diámetro igual a 5/16 pg. Teniendo un valor de R =
0.0996 y (1-R) = 0.9004. Encontrar la presión de apertura real para Pt = 750
como sigue:
Pvo =
=
= 1132 - 83 = 1049
Esto ofrece una Dp = 1049 - 1019 = 30
, la cual es menor que el valor
máximo recomendado de 74/2 = 37
. Esto es aceptable para un control de
tiempo en superficie. Utilizar un asiento principal de 5/8 pg, de diámetro.
(17) Determinar el diámetro del asiento para las otras válvulas:
(1) Para un control por estrangulador colocar las cuatro válvulas de descarga
superiores con asientos de 5/16 pg, de diámetro. La válvula inferior (válvula
operante) tendrá un asiento de control igual a 7/16 pg. con un asiento principal de
5/8 pg, de diámetro.
(b) Para un control de tiempo colocar las válvulas de descarga con asientos de
5/16 pg. La válvula inferior tendrá un asiento de control de 5/16 pg. y un asiento
principal igual a 5/8 pg.
(18) Construir la línea del gradiente de temperatura y determinar la temperatura de
cada válvula.
(19) Preparar una tabla de resultados como se muestra en la Tabla 3.7 tanto para
controlar por estrangulador como para control cíclico de tiempo en superficie. A
continuación se da una explicación de las columnas de dicha tabla de resultados:
(1) Número de válvulas
(2) Profundidad de colocación.
(3) Temperatura de cada válvula.
(4) Presión de cierre en superficie: se fijó 900
válvulas y 850
para la válvula operante.
137
para las cuatro primeras
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(5) Presión del domo: Pd = Pvc = Psc + peso de la columna de gas
(6) Presión en la tubería de producción; obtener de graficas excepto para la última
válvula (Pt = ½ Pr =.750
(7) Diámetro del asiento de control: Ver pasos 16 y 17
(8) Diámetro del asiento principal: Ver pasos 16 y 17
(9) Presión de apertura de la válvula:
Pvo =
(10) Presión de apertura en superficie:
Pso = Pvo — peso de la columna de gas.
(11) Presión del domo a 60°F (de la Tabla 3.1)
(12) Presión de prueba en el taller:
Ptro =
(13) Ajuste final de los valores de Ptro a los múltiplos de 5 más próximos.
Observar que la colocación de las válvulas es la misma tanto para el empleo de
control de tiempo como para el control por estrangulador en superficie, excepto
para la válvula 5. Para esta válvula la amplitud es diferente si se tiene control por
estrangulador (asiento de control igual a 7/16 pg) o control de tiempo (asiento de
control igual a 5/16 pg) en superficie
TABLA 3.7
No.
Vál.
1
Prof.
Pso
Pvc
Pt
2460
Tem.
Vál.
128
Asiento
principal
5/16
Pvo
Pso
238
Asient
piloto
5/16
900
958
2
4370
142
900
3
6050
155
4
7200
5
7600
Ptro
60°F
922
Final
975
Pd
60°F
830
1037
1003
360
5/16
5/16
1074
965
850
944
945
900
1043
467
5/16
5/16
1107
955
860
955
955
164
900
1070
541
5/16
5/16
1128
942
870
966
965
167
900
1019
750
7/16
5/8
1084
905
825
1025
1025
138
920
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Procedimiento de diseño para válvulas balanceadas.
La presión en la tubería de producción no influye en la apertura de las válvulas
balanceadas. Estas válvulas abren y cierran a la misma presión de la tubería de
revestimiento. Deben ser cargadas con gas y probarse en el taller a 80 o 60°F.
El siguiente procedimiento sirve como una guía en el diseño de una instalación
de bombeo neumático intermitente para válvulas balanceadas.
(1) Preparar una gráfica con los ejes horizontal y vertical para la presión y
profundidad respectivamente.
(2) Señalar a la profundidad cero el punto que resulta de restar 50
presión de arranque.
a la
(3) Obtener el gradiente de la columna de gas con la Fig. 3.14 y a partir del
punto anterior extender una línea hacia abajo hasta el fondo del pozo.
(4) Marcar la presión de operación en la superficie, y considerando el gradiente
de presión de la columna de gas trazar otra línea hasta el fondo del pozo.
(5) indicar en la gráfica la presión en la superficie para la tubería de producción
(para bombeo neumático intermitente esta presión equivalente a la presión del
separador).
(6) De la Fig. 3.27 A o 3.27 B, dependiendo del diámetro de la tubería de
producción, elegir un gradiente de descarga. Siempre se debe utilizar un gasto de
diseño ligeramente mayor al gasto de producción máximo anticipado. Este gasto
de diseño es para propósitos de espaciamiento exclusivamente. Usar un valor
máximo igual a 0.04
para cualquier diámetro de tubería de producción.
(7) Trazar la línea del gradiente de descarga a partir de la presión del
separador o presión de descarga en la cabeza del pozo.
(8) Determinar si el pozo será cargado o no con fluido de control. La primera
válvula puede ser colocada al nivel estático del pozo si no se ha usado fluido de
control. Para pozos cargados con fluido de control hasta la superficie, trazar el
gradiente del fluido de control a partir de la presión superficial correspondiente a la
tubería de producción.
(9) Si el pozo está cargado con fluido de control extender la línea del gradiente
de presión correspondiente hacia abajo, hasta intersectar la línea de (Pvo - 50).
Esto determina la profundidad de colocación de la válvula. Para pozos no
139
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
cargados con fluido de control solo se indica, sobre la línea de presión de
operación la profundidad del nivel estático del pozo que será la profundidad de
colocación de la válvula 1.
(10) A partir de este punto trazar una línea horizontal, hacia la izquierda, hasta
intersectar la línea de gradiente de descarga.
(11) Desde el punto de intersección anterior trazar hacia abajo una paralela a la
línea del gradiente del fluido de control hasta intersectar la línea de la presión de
operación en la tubería de revestimiento. Para válvulas balanceadas establecer
una diferencia de 25
entre cada válvula.
(12) Construir una serie de líneas desde la superficie que difieran entre sí en 25
, comenzando con la presión de operación. Estas servirán come líneas de
intersección para el espaciamiento.
(13) Continuar con el espaciamiento entre la línea del gradiente de descarga y
la línea de la presión de operación, hasta llegar al fondo del pozo.
(14) Ajustar y tabular la profundidad de cada válvula.
(15) En la misma gráfica dibujar la línea del gradiente geotérmico.
(16) Tabular la temperatura de cada válvula.
(17) Tabular las presiones de apertura en superficie para cada válvula.
(18) Completar una tabla de resultados con la profundidad de colocación de
cada válvula, temperatura, presión de apertura en superficie, ajuste a 60 u 80°F y
la presión de operación de cada válvula. Realizar el ajuste a 80 o 60°F con las
Tablas 3.1.
(19) Efectuar cualquier ajuste necesario en la colocación de las válvulas.
Ejemplo 3.18
Pozo con baja productividad usando válvulas balanceadas.
Datos:
Tubería de producción = 2 pg.
Tubería de revestimiento = 5 ½ pg. (17 lb/pie)
140
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Profundidad del empacador = 7030 pies
Intervalo perforado: 7050 a 7060 pies
Presión del separador = 50
Presión de arranque = 850
Presión de operación = 800
Densidad relativa del gas = 0.60 (aire = 1.0)
Densidad del aceite = 35 °API
Temperatura de la formación = 192 °F
Temperatura de fluido en la superficie = 80 °F
Gradiente del fluido de control = 0.5
Índice de productividad, IP: desconocido
Otros pozos con características similares en el mismo campo, producen entre 20 y
100 bl/dia (aceite de 35°API).
Procedimiento:
(1) Preparar una gráfica con las escalas adecuadas
(2) Marcar el punto (Pko - 50) = 850 - 50 = 800
(3) Considerando Pso = 800
y la densidad reIativa del gas = 0.60, con la
Fig. 3.14 se obtiene un gradiente de presión para la columna de gas igual a 17
Trazar hasta el fondo la Iínea correspondiente.
(4) Señalar en la gráfica la presión de operación en superficie la cual es la misma
que (Pko – 50) para este problema. Y extender una línea hacia abajo de la misma
forma qua en el punto anterior.
(5) Marcar la presión de la tubería de producción en superficie igual a 50
que es también la presión del separador para bombeo neumático intermitente.
(6) De la Fig. 3.27 B el gradiente de descarga es igual a 0.04
gasto de diseño igual a 100 bl/dia.
141
,
/pie para un
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(7) A partir de la presión en la cabeza del pozo trazar hacia abajo la línea del
gradiente de descarga igual a 0.04
.
(8) Construir la línea del gradiente del fluido de control igual a 0.50
partir de una presión cero en superficie.
(9) Extender esta línea hasta intersectar la correspondiente a las 800
estableciendose la profundidad de colocación de la válvula 1 a 1650 pies.
,ya
,
(10) A partir del punto anterior dibujar una horizontal hacia la izquierda hasta que
intersecte la línea del gradiente de descarga.
(11) Trazar una paralela a Ia línea del gradiente del fluido de control hasta
intersectar Ia relativa a Pso = 800
(12) Considerando una diferencia de 25
trazar la línea de presión de
operación, obteniéndose valores de 775, 750, 725 y 700
.
(13) Continuar con el procedimiento de espaciamiento hasta el fondo del pozo.
Para la válvula 3 la intersección se hará con la línea de 775
; para la válvula
4, con la línea de750
; etc.
(14) Las profundidades de colocación de las válvulas serán 1650, 3100, 4450,
5680, 6800 y 7000 pies. Debido a que las válvulas 5 y 6 están muy cercanas
colocar la válvula 5 a 6600 pies de profundidad (separada solo 400 pies de la
válvula 6).
(15) Dibujar la línea del gradiente de temperatura comenzando con 80°F en la
superficie y hasta los 192°F en el fondo del pozo.
(16) Tabular las temperaturas de cada válvula que serán 106,128, 152, 170, 185 y
191°F, respectivamente.
(17) Las presiones de apertura en superficie para cada válvula serán: 800, 775,
750, 725, 700 y 675
.
(18) Preparar una tabla de resultados semejante a la Tabla 3.8. Las presiones de
prueba a 80°F se determinaron con ayuda de graficas.
(19) No se requiere hacer ningún ajuste a este arreglo.
Debido a que las válvulas están diseñadas con 25
de diferencia entre
sus respectivas presiones de apertura en superficie no existirá interferencia.
Observar que las presiones de prueba en el taller a 80°F también difieren entre sí.
No hay que preocuparse por la presión en la tubería de producción, es decir en las
142
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
características de llenado del pozo, ya que dicha presión no influye en la apertura
de este tipo de válvulas. Por lo tanto, las válvulas pueden abrir bajo cualquier
carga en la tubería de producción.
TABLA 3.8
No Válvula
Profun.
Temp. Vál.
Pso
Pvo
Ptro (80°F)
1
1650
106
800
830
780
2
3100
128
775
835
745
3
4450
152
750
835
710
4
5680
170
725
830
670
5
6600
185
700
815
650
6
7000
191
675
795
630
3.6. Operación de Sistemas de Bombeo Neumático.
El éxito o el fracaso de cualquier instalación de bombeo neumático, radica casi
exclusivamente en el personal que Ia maneja.
Aunque las válvulas de BN se han perfeccionado al grado de que son por lo
menos parcialmente automáticas, las instalaciones requieren estrecha vigilancia
tanto en la etapa de descarga como durante el período de ajustes, hasta que la
inyección de gas se haya regulado debidamente.
Descarga: Una vez instaladas las válvulas de BN, al paso siguiente es la
descarga de los fluidos del pozo.
La finalidad de la operación es la de permitir que el gas llegue a la válvula
neumática de trabajo sin excesivas presiones iniciales, para conseguir Ia
estabilización del régimen de producción.
Cuando en un pozo se instalan válvulas neumáticas por primera vez, el espacio
anular tal vez se encuentra lleno de fluido (generalmente lodo) qua se ha usado
para controlarlo. Y, según sea el sistema de producción que se elija, ya sea de
flujo continuo o por etapas, el pozo debe descargarse continua o
intermitentemente.
Flujo continuo: El hecho de que un pozo debe producir continuamente, no
indica que no pueda descargarse intermitentemente. Casi siempre en la TP, se
puede crear una caída de presión más baja por descarga intermitente, que por
143
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
descarga continúa. Sin embargo para producción continua los pozos suelen
descargarse continuamente, y para flujo intermitente se descargan por etapas.
La Fig. 3.29 muestra una operación de descarga continua. Se observa que el
aparejo de producción tiene cuatro válvulas de BN y que sus correspondientes
presiones de operación son de 625, 600, 575 y 550
. Suponiendo que para
empezar, el pozo está lleno de fluido de control hasta la superficie. Para
descargarlo se siguen los pasos qua indica el diagrama.
Fig. 3.29. Operación de Descarga Continua
PASO 1. El gas se inyecta lentamente en el espacio anular a través de una
válvula de aguja (estrangulador). Inmediatamente al fluido de control empieza a
salir por la TP.
La práctica común es la de descargar el fluido en una presa, hasta que
empiece a salir gas a través de la primera válvula, o hasta que en la corriente
aparezca gas. Es importante efectuar, la operación lentamente, para que los
fluidos que pasan por las válvulas no las dañen.
144
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Paso 2. A medida que el espacio anular se le aplica gas continuamente, la
presión en la TR debe subir gradualmente para qua el fluido siga ascendiendo por
la TP, ya que dicho fluido sube en forma de U, del espacio anular a la TP.
Paso 3. La válvula No. 1 (de 625
) no tarda en quedar al descubierto, ya
que el gas pasa a la TP. Esto so observa en la superficie por el aumento
instantáneo de la velocidad del flujo que sale por el extremo de la TP.
Paso 4. La descarga del pozo es una mezcla de gas y líquidos y Ia presión en
la TR se estabiliza a 625
, que es la presión de operación de la válvula No.
1. Para no desperdiciar gas, el flujo puede derivarse hacia los separadores de
campo.
Paso 5. La inyección del gas en el espacio anular hace que el nivel de líquido
siga bajando hasta que la válvula No. 2 (600
) queda al descubierto. La
válvula queda al descubierto debido a que el gradiente es aligerado
considerablemente por el gas.
Por ejemplo: si el fluido de control tiene un gradiente de 0.50
inyección del gas puede bajar a unas 0.10
en la TP.
, con la
Si la distancia hasta la válvula No 1 es de 1250 pies. El gradiente de presión a
tal distancia cambia do 1250 x 0.5 = 625
a 1250 x 0.10 = 125
, o sea
una diferencia de 500
.
La presión de la TP cuando el gas empieza a pasar por la válvula No.1, es de
50
, en la superficie más 1250 x .10 = 50 + 125 = 175
. Quedan
entonces 625 - 175 = 450
, para trabajar el pozo hasta la válvula No. 2. Así
se determina también el espaciamiento de la válvula No. 2, el cual es de 450/0.50,
o sea 900 pies. La válvula No. 2, se instala a 2150 (900 + 1250) pies.
Paso 6. Tan pronto la válvula No. 2 queda descubierta, el gas entra en ella a
2150 pies.
La presión de la TR además baja a 600
funciona a 25
, menos qua la No.1.
, ya que la válvula No. 2
El gradiente de presión, en la TP, baja a 0.10
de Ia válvula No. 2 a
la superficie; y la presión de la TP en el sitio de instalación de la válvula No. 2 es
de 50
(en la superficie) * (0.10) (2150) = 50 + 215=265
. Queda así
una diferencia de 335
(600 – 265) para llegar hasta la válvula No 3, situada
a 2820 pies ((335/0.5) + 2150).
145
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Paso 7. El gas se inyecta continuamente hasta llegar a la válvula No. 3 y la
operación se repite hasta llegar a la No. 4. Durante la descarga del pozo, la
presión de fondo baja al punto en que los fluidos de la formación empiezan a
entrar en el fondo de la TP.
En ese momento la composición de los fluidos en la TP empieza a cambiar,
transformándose en una mezcla de los fluidos que se están desplazando del
espacio anular y los que salen de la formación. Cuando tal cosa ocurre, la
producción de descarga del pozo tiende a bajar, hasta que se llega a la válvula de
operación.
Paso 8. Tan pronto se llega a la válvula No. 4 (a 3306 pies), la TR se estabiliza
a 550
de presión de operación en Ia superficie y el pozo entra en
producción.
El método de descarga continua debe ser de operación ininterrumpida. Las
válvulas se espacian de modo que el pozo se descarga por sí mismo,
controlándose el gas en la superficie. Si por alguna razón pozo no descarga,
iníciese la inyección y descargas intermitentes, según se indica a continuación.
Flujo intermitente: Si de antemano se sabe que un pozo dado debe adaptarse
para bombeo neumático intermitente, Fig. 3.30 (por ejemplo 60 bl/día a 8000 pies),
dicho pozo se puede descargar con menos válvulas que en una instalación de flujo
continuo.
Los factores de gradientes de descarga se indican en la Fig. 3.27 (A y B). Se
observa que los gradientes dependen del régimen previsto de producción y del
diámetro de la TP.
Puesto que casi todos los pozos intermitentes producen de 50 a 200 bl/día, el
gradiente de 0.40
suele bastar para efectuar la descarga.
La descarga intermitente es en principio, muy parecida a la continua, con la
excepción de que la descarga de fluidos se desaloja hacia la superficie por
"pistoneo" y en baches.
Por ejemplo: en un pozo como el de la Fig. 3.30, que tiene el mismo número de
válvulas que el de la Fig. 3.29 (flujo continuo), la válvula No.1 se colocaría también
a 1250 pies si el pozo estuviera lleno de fluidos de control hasta la superficie. Los
pasos para llevar a cabo la descarga son los siguientes:
146
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.30. Instalación para Pozo Intermitente
PASO 1. El pozo se descarga del mismo modo que en el método de inyección
continua hasta que la válvula No.1 queda al descubierto.
PASO 2. Mediante un control de tiempo de una válvula de aguja instalada en la
superficie, el pozo se gradúa para intervalos breves y cortos períodos de
inyección.
Un buen comienzo sería el de fijarle al gas de inyección un ciclo de 10 min, con
solo 1 min de inyección, para que quede suficiente margen de tiempo entre los
baches, especialmente hasta que se llegue a la profundidad interior.
Tan pronto como desde la válvula No.1 se desaloje un bache, la caída de
presión es de (0.4)(1250) = 50
, contra 125
que es la de pozos de
descarga continua. En la práctica, el gradiente de descarga se puede reducir a
menos de 0.4
, pero esa cifra contiene un buen margen de seguridad para
fines de diseño.
147
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
PASO 3. Los líquidos que contiene el espacio anular, siguen pasando a la TP,
del mismo modo que en el método de descarga continúa.
La válvula No.2, queda a más profundidad. Con 50
de presión en la
superficie, la presión total en la TP a 1250 pies es de 50 + (0.40 x 1250) = 100.
Quedan, pues, 525
(625 - 100) para llegar hasta la superficie.
El espacio entre las válvulas No.1 y No.2 es de 1050 pies (525/0.5) o sea que
la válvula No.2 queda a 2300 pies de profundidad contra 2150 pies que es la
requerida para descargar continuamente.
PASO 4. En cuanto la válvula No.2 queda al descubierto, de dicha válvula a la
superficie, el gradiente de presión es de 0.04
, y la presión de la TR
baja a 600
.
En la válvula No.2, la presión de la TP es entonces de 50 + (0.04) x (2300) =
142
, o sea que quedan 458
(600 -142) para llegar a la válvula
siguiente. El espaciamiento hasta la válvula No.3 es de 916 pies y queda a 3216
pies (2300 + 916), contra 2820 pies que es la profundidad en el método continuo.
PASO 5. Lo mismo acontece hasta que la válvula No.4 descarga a 4008 pies.
La duración del ciclo se gradúa
características de producción del pozo.
seguidamente
para
satisfacer
las
Observe que para flujo intermitente, con el mismo número de válvulas se
alcanza una profundidad de 4008 pies, en tanto que para descarga continua solo
se llega a los 3306 pies.
En descarga intermitente, en ciertos casos, es difícil pasar de una válvula a
otra. Si tal cosa ocurre, una de las reglas prácticas consiste en aliviar en la
superficie toda la contrapresión y usar exceso de gas para descargar al pozo.
A profundidades mayores, un buen ciclo de descarga es de 1.5 por la
profundidad en pies/1000 pies, con un ciclo tal, la válvula tiene un tiempo de cierre
y, por consiguiente, de crear mínima presión en la TP. Tal efecto es especialmente
importante si se desea llegar a una válvula situada más abajo.
Controles superficiales. Muchos de los medios existentes para controlar Ia
inyección de gas en los pozos. El tipo de instalación (intermitente o continua),
determina en alto grado la clase de control requerido.
Hay casos también en los que las condiciones adversas (la congelación por
ejemplo) influencian la elección de controles. A continuación se mencionan varios
148
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
tipos de controles superficiales, tanto para instalaciones intermitentes como
continuas.
a) Estrangulador. En flujo continuo, el estrangulador es el medio más
sencillo y eficaz para controlar la instalación (Fig. 3.31). El estrangulador se instala
en la línea de inyección de gas y se elige un diámetro adecuado para que de paso
a la TP al volumen prescrito de gas.
Fig. 3.31. Válvula de Aguja (Estrangulador)
Para determinar el tamaño preciso del estrangulador se requiere emplear una
ecuación conveniente de acuerdo a las características del pozo. Los
estranguladores variables simplifican la obtención del tamaño adecuado, pero son
más propensos al congelamiento. Para solventar ese problema, el estrangulador
puede alojarse dentro de una camisa, a través da la cual se hace pasar la
corriente caliente del pozo.
El único inconveniente de la camisa calefactora es la contrapresión adicional
que puede ocasionar en la superficie, a causa de sus curvas y restricciones.
149
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Para alcanzar el mismo objetivo del estrangulador, a veces se instala una
válvula de aguja. Esta es muy parecida al estrangulador graduable y también tiene
casi los mismos problemas.
Los pozos de flujo intermitente que tienen válvulas desbalanceadas de BN
(pero de adecuada diferencia de presiones de apertura y cierre), también se puede
controlar con estranguladores.
Este tipo de control, sin embargo, requiere máxima atención para determinar el
tamaño indicado de estrangulador superficial. El régimen de inyección de gas
debe cronometrarse para que coincida con las características de producción del
pozo.
Por ejemplo, tal vez es deseable activar un pozo cada 30 min, abrir las válvulas
a 750
y cerrarlas a 700
. Eso significa que el estrangulador debe de
producir un incremento de presión en la TR de 50
(de 700 a 750), en media
hora.
Otros pozos tal vez requieren el mismo incremento de presión en dos horas o
en varios intervalos, según sean las características de productividad.
En la mayoría de los casos, el estrangulador es el indicador para pozos
intermitentes en los que la fuente de gas es escasa y en los cuales conviene
aprovechar el espacio anular para almacenarlo.
El estrangulador es un buen medio de control, pero debe tenerse extremo
cuidado en la elección de las válvulas que tengan la requerida diferencia de
presión de cierre y apertura, es decir que den entrada al volumen adecuado de
gas.
Si la diferencia es muy grande, el consumo de gas se incrementa notablemente
y si es muy pequeña, el pozo se carga de líquido, ya que el gas no es suficiente
para desalojarlo.
El estrangulador, por otra parte, puede agravar los problemas de
congelamiento. Para esta tarea, el dispositivo más apropiado suele ser una válvula
intermitente, de fuelle y, entre estas, la mejor es la que tiene gran diferencia entre
las presiones de apertura y de cierre o que es marcadamente sensible a la presión
en la TP.
Varios son los medios existentes para controlar la inyección de gas en los
pozos de BN. Según se vio, el tipo de instalación determina en alto grado la clase
requerida de control. El uso de reguladores, conjuntamente a los estranguladores,
es común en ambas clases de instalaciones, pero su aplicación difiere un poco.
150
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Flujo intermitente: el control de tiempo se pone en serie con el estrangulador.
Eso se hace para que, cuando la presión en la TR llegue al punto deseado, el
regulador cierre la entrada de la presión y se incrementa en la TP el valor
predeterminado (Fig. 3.32). Por eso el tamaño del estrangulador no es tan crítico.
Generalmente puede instalarse un estrangulador algo más grande de lo
normalmente necesario, ya que el regulador le impide que deje entrar demasiado
gas en el espacio anular.
Por ejemplo, en el caso citado anteriormente se necesitaban 30 min para que la
presión subiera 50
(de 700 a 750). Si el estrangulador permitiera que tal
aumento ocurriera en solo 20 min, el regulador cortaría el paso al gas al llegar a la
presión de cierre (750
). Tal arreglo suele denominarse de control por
estrangulador con cierre por presión de la TR.
La válvula no se abre hasta que la carga de fluido en la TP, suba lo suficiente
para accionarla. Aunque la acumulación de presión en la TR ocurre en 20 min los
ciclos siguen siendo de 30 min dadas las características de la válvula.
Otra aplicación de ese tipo de control es Ia de pozos en los que el volumen
necesario de gas no logra entrar mientras la válvula permanece abierta. Por
ejemplo, si la diferencia de presión para mantener la válvula abierta es de 50
, tal vez la cantidad entrante de gas no baste para levantar la carga de
líquido. En tal caso, el tamaño del estrangulador de superficie puede ser igual a la
mitad del orificio de la válvula de BN.
Cuando la válvula de BN se abre y baja la presión en la TR, el regulador se
abre y deja entrar el volumen adicional necesario de gas para levantar la carga de
fluido. Puesto que el orificio de la válvula es mayor que el estrangulador, la presión
de la TR sigue bajando y la válvula se cierra. Cuando eso ocurre, el estrangulador
sigue dando paso al gas hasta que se alcance la presión determinada de apertura
en la superficie. El pozo queda entonces listo para que la próxima carga de fluido
abra la válvula.
151
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.32. Regulador en Serie
Flujo continuo el regulador se puede colocar en paralelo con el estrangulador
para compensar las presiones fluctuantes del gas de inyección, Fig. 3.33. Por
ejemplo, si se trata de mantener 700
en la TR, lo conveniente es instalar un
estrangulador de 8/64‖ de 800
en el circuito anterior. En ocasiones, tal vez
la presión del circuito anterior baje a 750
y la de la TR a menos de 700
aunque haya bajado la presión del circuito anterior.
152
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 3.33 Regulador en Paralelo
El control de tiempo: no se recomienda para flujo continuo, salvo en aquellos
casos en los que la congelación impide el uso de estrangulador. Instalando un
control de tiempo para ciclos cortos y rápidos, el gas necesario se inyecta a través
de un asiento grande y se elimina la congelación.
El flujo intermitente, el control de tiempo es el medio más común de controlar la
inyección de gas. En la superficie, el regulador se puede graduar casi a cualquier
intervalo de inyección. La graduación se hace mediante la simple remoción de
pasadores o cambiando el número de revoluciones del cronómetro. Se puede por
ejemplo, ajustar para que inyecte durante 1 min cada 30 min, 2 min. La Fig. 3.34
muestra un regulador superficial típico para inyectar gas.
En instalaciones de tubería macarroni es necesario tomar ciertas precauciones:
Los volúmenes de gas de inyección deben bajar por un espacio muy
restringido, entre los tubos delgados y la TP. Tal inconveniente puede conducir a
la acumulación del gas, especialmente en bombeo neumático intermitente, en el
cual el gas es inyectado periódicamente mediante un regulador situado en la
superficie.
Al abrirse el asiento grande del regulador, lo probable es que el gas se inyecte
tan rápidamente que la presión se acumule en el tramo inicial del pozo, cerca de la
153
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
superficie, y abra las válvulas superiores. Tal situación se puede eliminar
colocando un estrangulador en el circuito anterior o posterior al regulador, a fin de
reducir el régimen de inyección cuando se abre el regulador. Así se evita que se
abran las válvulas de arriba y se logra que el gas baje hasta la válvula más
profunda.
Fig. 3.34. Control de Intermitencia
Instalaciones nuevas: Durante la instalación de un aparejo de BN ya sea en un
pozo recién terminado o durante el reacondicionamiento de uno antiguo, deben
seguirse los siguientes pasos:
1.- Antes de instalar las válvulas estas se deben probar para cerciorarse de que
abran a las presiones deseadas.
2.- Es preciso que el pozo este completamente Iimpio. Para dejarlo listo, el lodo se
debe circular varias veces. Si en el pozo han quedado materiales indeseables (cal
blanda, por ejemplo), las válvulas se tapan rápidamente y para destaparlas hay
que sacar la tubería de producción.
3.- Las válvulas se instalan en la tubería de producción, en las posiciones
predeterminadas. Evítese usar llaves o tenazas que puedan maltratarlas.
154
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
4.- Una vez instalado el aparejo de producción con sus válvulas es necesario
desalojar el lodo del pozo. El modo de lograr ese objetivo, naturalmente, depende
del tipo de terminación que se haya empleado en el pozo.
Un buen medio de hacerlo consiste en instalar una camisa de circulación de
puerta lateral corrediza inmediatamente arriba del empacador y meterla en
posición abierta. El empacador se fija y, una vez puestos los niples necesarios en
el "árbol de conexiones", se inicia la circulación. Si las válvulas son de flujo, el lodo
se desaloja bombeando por la TP y evacuando por la tubería de revestimiento.
El lodo suele desplazarse con aceite o con agua. Al comenzar el bombeo, la
presión se debe incrementar una a dos veces para cerciorarse de que se cierren
las válvulas de retención inversa de las válvulas de BN. En ningún caso es
permisible bombear por la TR, a través de las válvulas de BN.
5.- Ya desalojado el lodo, el pozo se puede descargar con gas. Para entonces se
puede cerrar la camisa de circulación; a menos que se prefiera descargar primero
el pozo. Si éste ha de funcionar en forma intermitente y se sabe de antemano que
debe trabajar a base de la presión de fondo, la camisa de circulación abierta indica
cuando se ha descargado totalmente la TR.
6.- Para descargar el pozo, el gas de inyección debe pasar en la superficie por un
estrangulador pequeño para que la descarga sea efectiva.
A menos que se espere que el pozo sea fluyente, la TP se debe dejar
totalmente abierta. Para iniciar la descarga el gas debe empezar a inyectarse
lentamente. El régimen de inyección se puede graduar a medida que se observa la
corriente de descarga. Esta suele ser igual a la capacidad máxima de la TP hasta
que se llega a la primera válvula.
No es aconsejable aplicar inmediatamente toda la presión de la línea sobre la
TR, ya que así se impone presión diferencial adicional sobre todos los fuelles de
las válvulas de BN. Y si éstas tienen pilotos tipo diferencial, la presión excesiva en
la TR las mantiene en posición de cerradas.
7.- Tanto los pozos intermitentes como los de flujo continuo, se pueden descargar
ininterrumpidamente hasta la primera válvula (siempre que, al comenzar, el pozo
haya estado lleno hasta la superficie).
8.- Si el pozo se ha de descargar en forma intermitente después de que la
descarga llega a la primera válvula se puede poner bajo ciclos de 5 a 10 min, e
inyectar amplio volumen de gas para que cada vez salga a la superficie un buen
bache. A medida que se van alcanzando las válvulas situadas a más profundidad
155
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
conviene aumentar la duración de los ciclos. El aumento, en minutos, es
generalmente de 1.5 por la profundidad en pies y multiplicado por mil.
9.- Terminada la descarga del pozo, si la camisa sigue abierta, se cierra con
equipo de línea de acero y el pozo se pone en producción.
Hasta cierto punto Ia mejor forma de graduar el volumen de gas es la de
tanteo, aunque la experiencia y el análisis a fondo del diseño de la instalación es
la manera correcta.
El reacondicionamiento: de instalaciones de BN se puede necesitar varias
veces durante la etapa de producción de los pozos. Las causas más comunes son
daños o defectos de las válvulas.
Por regla general, las instalaciones nuevas suelen funcionar sin contratiempos
durante dos o tres años, al cabo de los cuales las válvulas en muchos casos
siguen todavía en buenas condiciones. Aún así, y no importa en qué condiciones
se encuentren, es recomendable reemplazarlas dentro de un plazo prudente.
Si cada vez que se reacondiciona el pozo se sacan las válvulas usadas para
examinarlas y probarlas, la demora puede costar mucho dinero, ya que el equipo y
reparación debe de permanecer parado hasta que las válvulas se devuelvan del
taller. Por eso, en la mayoría de los casos resulta más práctico y económico
colocar válvulas nuevas y éstas son garantía de funcionamiento sin contratiempos,
al menos durante un largo tiempo.
El procedimiento de instalación depende de cómo se encuentre el pozo: lleno
de lodo, de salmuera o vacío. Si el pozo se ha de controlar con lodo, sígase el
procedimiento indicado para pozos recién perforados. Si ha de controlarse con
fluidos tales como salmuera, lodo, etc., el procedimiento es el mismo, pero a partir
del paso (6) arriba indicado. Y si el pozo ha de permanecer vacío, debe
empezarse por el paso (8).
Si el pozo se ha de controlar con lodo o con fluido antes de sacar el aparejo de
producción, el fluido se debe bombear por dicha tubería y extraerse por la TR. Así
se evita la acción corrosiva del fluido sobre las válvulas de BN.
Si las válvulas se deben inspeccionar en la superficie una vez removidas del
pozo, Iávense con agua para remover la parte seca del lodo y demás materias
extrañas. Dentro del pozo, una determinada válvula puede funcionar
perfectamente, pero una vez sometida a la acción del lodo o del fluido de control
tal vez falle sin estar dañada, simplemente porque puede habérsele formado
(disecado) materiales sólidos y en las piezas móviles.
156
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Casi siempre lo indicado es enviar las válvulas usadas al taller de instrumentos
para ser probadas y recalibradas si es necesario.
Si el reacondicionamiento del pozo requiere fracturamiento o acidificación, las
instalaciones de BN deben ser objeto de precauciones adicionales. Por ejemplo, si
bien el espacio anular tal vez sólo contenga gas, la presión resultante (proveniente
solo del gas) actúa sobre el empacador. Si éste es corriente, carente de cuñas, lo
más probable es que se desprenda al aplicar presión en la superficie, sobre la TP.
En muchos casos los empacadores simples de producción se mueven con sólo
llenar con líquido la TP. Equilibrando las fuerzas que tienen a mantener fijo el
empacador, con las que tienden a moverlo hacia arriba, puede determinarse la
presión que debe aplicarse en la superficie.
Incremento de producción en un pozo de bombeo neumático modificando el
equipo superficial y subsuperficial.
La producción de crudo (petróleo) de una plataforma de 20 pozos casi se
duplicó luego de efectuar los cambios subsuperficiales en los pozos, sugeridos por
un análisis crítico en el sistema de BN.
En un sólo pozo la producción se incremento de 620 a 2280 bl/día. El análisis
que puede usarse en cualquier sistema de BN comprendió cinco pasos:
1.- Determinar la temperatura y la presión de flujo.
2.- Revisar el tamaño de la tubería de producción, para obtener el gasto máximo
de flujo.
3.- Verificar la presión de BN, a fin de ver si es lo suficientemente alta para
inyectar gas cerca del fondo de la TP.
4.- Estudiar cuidadosamente la equidistancia (espaciamiento) de las válvulas de
BN.
5.- Revisar todo el sistema para encontrar formas de reducir la presión en el
cabezal.
De este análisis surgieron recomendaciones para efectuar ciertos cambios en
el sistema de BN de los pozos. Los cambios específicos efectuados en el pozo
cuya producción aumento de 620 bl/día a 2280 bl/día fueron:
a) Se aumentó la TP de 2 3/8" a 3 1/2".
157
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
b) Se aumentó la presión de trabajo de 900 a 1300
c) Se redujo el espaciamiento entre las válvulas y su número aumento de 8
a 14.
d) Se retiró el cabezal todo lo que pudiera restringir el flujo.
Se añadió además, otro compresor y se modificó el sistema de distribución del
gas, para aumentar así la presión de suministro en el cabezal.
Con evaluaciones y modificaciones de un sistema, Ia producción de los pozos
de BN puede aumentar, pues los puntos críticos de un sistema continuo son:
El tamaño de la TP, La presión de BN, la disposición de las válvulas del pozo y
la contrapresión en la superficie.
Al corregir cualquiera de esos factores mejora el sistema. Pero al mejorar
todos, el sistema es mucho más eficiente.
La tubería de producción: de reducido diámetro es uno de los errores más
comunes en el sistema de BN de flujo continuo y alto volumen.
En muchos casos se instala TP de 2 3/8", en pozos que inicialmente son
fluyentes. Cuando el BN se hace necesario debido a la baja presión de fondo o al
aumento de volumen de agua, se instalan válvulas para el BN. En el caso de la TP
de 2 3/8" resulta insuficiente y fue necesario instalar tubería de 3 1/2" y de hasta 4
1/2" para manejar el aumento del volumen de flujo.
Los cabezales: las líneas de flujo y Ios separadores, en muchos casos se
diseñan para pozos fluyentes y no se cambian cuando se hace necesario el BN.
Sin embargo, el cabezal y otros accesorios en la superficie deben cambiarse a un
tamaño que debe ser por lo menos igual o mayor que el de la TP.
Deben eliminarse todas las curvas de 90° y reemplazarse por curvas cerradas.
Deben retirarse todas las restricciones al flujo, incluso estranguladores y válvulas
tipo macho.
Para pérdidas de presión mínimas la línea de flujo debe ser, por lo menos, un
tamaño más grande que el de la TP.
La tubería de fibra de vidrio en la actualidad es ampliamente usada en la
industria petrolera. En el mismo tamaño nominal que la de acero, tiene mayor
diámetro interior y menor coeficiente de fricción.
158
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Al instalar un sistema de BN se sobrecarga el colector del separador. No es
raro encontrar hasta 10 pozos conectados a un colector de 4".
Se pueden eliminar pérdidas de presión de 5 a 15
instalando, colectores
de mayor diámetro y válvulas de apertura total. La contrapresión en el cabezal se
puede reducir fácilmente entre 50 y 75
con sólo efectuar los cambios
indicados en el cabezal en el colector y reemplazando la línea de flujo.
La reducción de presión en el cabezal es una de las modificaciones más fáciles
de llevar a cabo. Por ejemplo, una reducción de presión en la superficie de 40
permite un punto de inyección más bajo de 8575 pies a 8800 pies, lo que
cambia de presión de fondo de 1790 a 1720
.
En proyectos de BN es importante tomar en cuenta las siguientes
consideraciones:
1.- En todos los casos posibles, deben usarse solamente válvulas que generen
una mínima restricción interna, tales como las colocadas exteriormente a Ia
tubería, de apertura completa.
2.- Las válvulas de funcionamiento a presión se pueden controlar en la superficie
y se puede regular la producción mediante el volumen de gas que se inyecte en la
superficie. A medida que las condiciones de los fluidos proporcionados por la
formación productora cambian, se modifica también el funcionamiento de las
válvulas. Los pozos equipados con esas válvulas son generalmente más fáciles de
limpiar, después de trabajos de reacondicionamiento y tratamientos químicos.
3.- No debe pasarse por alto la posible necesidad de usar un gran número de
válvulas. Antes de empezar un reacondicionamiento para reemplazar válvulas, se
determina la profundidad aproximada de funcionamiento, por medio de estudios de
la presión y la temperatura de flujo.
Las válvulas arriba de esos valores deben espaciarse a intervalos de 200 a 300
pies hasta el tope del empacador.
Si el pozo llegara a necesitar más gas que una válvula puede dejar pasar, el
gas adicional se puede inyectar e través de la válvula siguiente, 200 pies más
arriba. Y si una válvula falla, la producción se puede extraer mediante la válvula
siguiente, más arriba o más abajo.
4.- El uso de válvulas de aguja del tamaño medio en el BN, permite el eficiente
manejo de pozos para los que no se conocen el índice de productividad ni la
presión de fondo, al efectuar el diseño de las válvulas.
159
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Con válvulas de ese tipo se obtiene una producción uniforme y continua en
pozos de poca producción. Y si el pozo es de alto volumen de producción y
requiere más gas del que una válvula le puede dejar pasar, la siguiente válvula
más arriba se abrirá para dejar pasar el gas adicional,
Si los pozos están equipados con válvulas de aguja grande y dejan de producir
el volumen planeado, la producción puede tender a volverse intermitente, lo que
reduce la productividad.
La continua inyección excesiva de gas aumenta el gradiente de flujo en la TP y
reduce el volumen total producido.
5.- La instalación de válvulas de alta presión permite colocar la válvula operante a
mayor profundidad, lo que hace que las otras estén también localizadas a mayor
profundidad.
Deben colocarse un número mínimo de válvulas arriba de las de trabajo para
conservar la presión de bombeo. Esto permite también colocar más válvulas cerca
de la profundidad de operación.
El uso de las válvulas de alta presión hace que el pozo produzca régimen más
alto, pues se dispone de presión de gas más elevada y a mayor profundidad.
Deber tomarse precauciones para minimizar la caída de presión entre una
válvula y la siguiente. Pueden usarse válvulas que requieran caída de presión en
un sistema cuidadosamente diseñado.
Los controles y las mediciones continuas del sistema, deben efectuarse una
vez que este haya sido instalado. Cada pozo debe probarse 2 veces al mes para
determinar su producción de crudo, agua y gas, el volumen de gas empleado y las
presiones en las tuberías de revestimiento y producción.
A partir de esos datos se pueden calcular otros factores importantes.
Mientras el pozo produzca satisfactoriamente, cada seis meses deben
efectuarse estudios sobre la temperatura y la presión del flujo. Antes de
reacondicionar el pozo para instalar nuevas válvulas de BN, se debe analizar,
además del índice de productividad, a fin de tener datos para el espaciamiento
adecuado de las nuevas válvulas.
Una semana después de instalar las nuevas válvulas debe repetirse el análisis,
para evaluar la eficiencia de la nueva instalación.
Finalmente, debe evaluarse la eficiencia total del sistema, por lo menos una
vez al año y cada vez que Ia producción decline significativamente.
160
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
3.7. Sistema de Compresión.
La selección del compresor adecuado para el diseño de un sistema de BN para
operar por compresión de gas o aire, es considerado uno de los aspectos más
importantes, tanto para el buen funcionamiento de las instalaciones como para la
reducción de costos de capacidad y de mantenimiento.
3.7.1. Clasificación de los Sistemas de Compresión.
Los sistemas de compresión pueden clasificarse en:
1.- Sistema abierto. Es un sistema en el cual el gas que proviene de un sistema de
baja presión se comprime a la presión requerida en los pozos de bombeo
neumático y es retornado al sistema de baja presión para propósitos de ventas,
etc. No se hace esfuerzo alguno para la recirculación del gas.
2.- Sistema semicerrado. Es básicamente el mismo que el abierto con la
excepción de que el gas que proviene de los pozos se recircula de manera que
puede ser recomprimido. Sin embargo, se dispone de gas ya comprimido para
mantener el sistema cargado. En otras palabras, no se intenta recircular todo el
gas. El suministro para las ventas a baja presión pueden hacerse tomando gas de
los pozos.
3.- Sistema cerrado. En este sistema el gas se recircula del compresor al pozo, de
éste al separador y de nuevo al compresor. El gas efectúa un ciclo completo. Un
sistema diseñado adecuadamente no requerirá de gas suministrado por otra
fuente. Sin embargo, puede ser necesario tener gas comprimido adicional para
cargar el sistema aI principio de operación.
Factores que deben de considerarse para el diseño de un sistema de compresión.
Para el diseño de cualquier sistema de compresión se deben de considerar los
siguientes factores:
1.- Número y localización de los pozos, batería, sistema de distribución,
características del terreno, etc.
161
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
2.- Diseño de las válvulas de bombeo neumático para cada pozo y tipo de flujo
(continuo o intermitente).
3.- Volumen de gas de inyección necesario para cada pozo, con una estimación
de la máxima demanda para el total de pozos en explotación.
4.- Presión requerida del gas de inyección en la cabeza del pozo, la cual
determine la presión de descarga del compresor.
5.- Presión de operación de cada pozo para determinar la presión de succión del
compresor.
6.- Sistema de distribución del gas.
7.- Sistema de recolección a baja presión.
8.- Disponibilidad de gas comprimido para cargar el sistema.
9.- Disponibilidad de gas de producción para su venta o distribución.
10.- Evaluación del sistema bajo condiciones de formación de hidratos y
congelamiento.
11.- Capacidad del compresor.
Cada uno de los factores que intervienen en el diseño debe ser ampliamente
analizado antes de proceder a poner en funcionamiento el sistema.
3.7.2. Selección del Compresor.
Los compresores, están disponible en tamaños y características, tales que
satisfacen prácticamente las necesidades de cualquier problema de bombeo
neumático. Pueden ser del tipo directo o del tipo de transmisión. Se encuentran
disponibles unidades ―paquetes‖ montadas en patines que pueden ser
desplazadas fácilmente de una localización a otra. La mayoría de los compresores
utilizan el gas de inyección disponible como combustible. Una aproximación del
consumo de combustible es 10
―por caballo de fuerza".
Debe consultarse a un fabricante de compresores representativo antes de
hacer la elección final.
162
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
3.8.
Capacidad del compresor.
El siguiente procedimiento se adapto de "Cálculos para compresoras de gas.
Compañía Gardner-Denver―. Este procedimiento no toma en cuenta la
supercompresibilidad (sin embargo, generalmente su efecto sobre la capacidad es
despreciable en la compresión de gases de campo normales). Cuando la
supercompresibilidad produzca una diferencia notable en la eficiencia, debe ser
tomada en consideración.
Cálculos para la compresión en una etapa.
Paso 1. Obtener las condiciones de operación del compresor:.
a) Presión de succión (manométrica o absoluta).
b) Temperatura de succión (°F o °C).
c) Presión de descarga (manométrica o absoluta).
d) Capacidad requerida en
a una presión y temperatura dadas.
e) Elevación.
f) Presión atmosférica a la elevación (
o pulgadas de mercurio absolutas).
g) Características del gas
1.- Valor de K o N.
2.- Densidad relativa o peso molecular.
3.- Porcentaje de error de la mezcla de gas por unidad de volumen o de peso.
Paso 2. Determinar la relación de compresión (RC). Dividiendo la presión
absoluta de descarga entre la presión absoluta de succión. Si RC es mayor de 6.0,
debe usarse un compresor de 2 etapas.
Paso 3. Determinar la potencia requerida de bhp (potencia al freno) por MM
de gas. Esto se encuentra en base a las curvas de hp, y relación de
calores específicos, a las que entramos usando el valor de N obtenido en el paso
163
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
1 (g) y RC del paso 2. Para usar estas curvas de hp, la capacidad debe estar
medida a 14.4
.
Paso 4. Calcular los bhp totales requeridos por el compresor. Multiplicar bhp
requeridos por MM
(determinados en el paso 3) por la capacidad
requerida expresada en MM
, medida a 14.4
. Para corregir la
capacidad requerida a 14.4
, multiplicar la capacidad por la presión dada en
(paso 1 (d)) y dividir entre 14.4
Paso 5. Seleccionar el tamaño de ―armazón‖ adecuado para el compresor. Con
los datos de este y del cilindro hacer referencia al fabricante del compresor que
muestre la máxima potencia permisible para el armazón en particular a la
velocidad máxima total. La bhp total encontrada en el paso 4 debe ser menor que
el rango del armazón seleccionado. Este variará un poco dependiendo del tiempo
de compresor que se esté usando.
Paso 6. Estimar el desplazamiento requerido probable. Dividir la capacidad
requerida (del paso 1.d) entre el número de atmósferas de succión y entre una
eficiencia volumétrica media (generalmente 0.75). Si se establece la capacidad
requerida a las condiciones estándar y la temperatura de succión (paso 1.b) es
diferente de 60°F, multiplicar entonces Ia capacidad requerida por un factor de
corrección por temperatura, el cual es la relación de la temperatura de succión
entre la temperatura estándar (ambas en °R).
Paso 7. Seleccionar el cilindro probable. Usar los datos de cilindro y armazón
utilizados para elegir el tamaño de armazón en el paso 5. Seleccionar el cilindro
que tenga el desplazamiento justo requerido en Ia estimación (paso 6). Verificar y
comparar las máximas presiones permisibles y la máxima presión diferencial del
cilindro seleccionado contra las presiones de operación.
Presión diferencial de operación = presión de descarga – presión de succión.
No exceder las máximas presiones permisibles en ninguno de los casos. Un
compresor representativo contará con ésta información.
Paso 8. Determinar la eficiencia volumétrica exacta. Esta se encuentra usando
la formula:
VE = constante ·
164
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
espacio inherente en el cilindro.
donde:
Constante = VE para un cilindro en particular, corrigiendo para ineficiencias
menores tales como llenado incompleto del cilindro durante la carrera de entrada.
Espacio inherente en el cilindro = constante para cualquier cilindro expresado
como porcentaje del volumen total.
* Estos factores deben obtenerse del fabricante.
Paso 9. Determinar la capacidad del compresor:
a) Capacidad real.- Multiplicar el desplazamiento del cilindro seleccionado (paso 7)
por la eficiencia volumétrica (paso 8) y por el número de atmósferas de succión
(paso 6).
b) Capacidad para deducir los HP. Multiplicar la capacidad real (paso 9.a) por una
corrección de presión.
(1) La corrección de presión, es la presión atmosférica absoluta dividida entre
14.4
.
(2) Si la capacidad está expresada en
obtener
.
, multiplicar por 1440 para
Nota: La temperatura de entrada no afecta la potencia del compresor, en el
paso 9.b no debe hacerse corrección por temperatura.
c) Capacidad a las condiciones estándar de 14.7
y 60 °F.
Multiplicar la capacidad real (paso 9.a) por una corrección por presión y una
corrección por temperatura.
(1) La corrección por temperatura es 520°R divididos entre la temperatura de
succión en operación, expresada en °R.
(2) La corrección por presión es la temperatura atmosférica absoluta dividida entre
14.7
(generalmente el aire y el gas se miden a 14.7
, de manera que
no se requiere la corrección por presión).
165
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Paso 10, Calcular la potencia total de bhp requerida. Multiplicar la capacidad
(paso 9.b) expresada an MM
dia/bhp, determinada en el paso 3. Esta bhp no
debe exceder el rango máximo de potencia del armazón elegido en el paso 5. Si la
potencia total requerida en hp excede la potencia máxima del armazón, debe
usarse entonces el siguiente tamaño mayor de armazón y repetir el procedimiento
a partir del paso 5.
Resultados finales.
El comportamiento total de operación del compresor ha sido determinado y
generalmente se expresa en términos de:
Presión de succión en
absoluta o manométrica.
Temperatura da succión en °F o °C.
Presión de descarga en
(absoluta o manométrica).
Potencia del compresor en bhp.
Velocidad del compresor en rpm (revoluciones por minuto).
166
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Nomenclatura Capitulo 3
Ab
= Área efectiva del fuelle
Ap
= Área del asiento de la válvula
L
= Profundidad en pies.
Pc
= Presión en la TR que requiere la válvula para abrir bajo condiciones de
operación
.
.
.
Pd
= Presión en el domo
.
Psc
= Presión superficial de cierre
Pso
= Presión de operación en superficie
Pt
= Presión en la TP cuando la válvula se abre
Pvo
= Presión necesaria en la TR para abrir la válvula a la profundidad
.
.
considerada bajo las condiciones de operación
P sup = Presión en la ―cabeza del pozo‖
.
.
.
Pfondo = Presión en el fondo del pozo por peso de la columna de gas
St
.
= Presión equivalente causada por la tensión del resorte, considerando
que puede actuar en toda el área : (Ab – Ap).
T
= Temperatura (°R).
Z
= Factor de compresibilidad a T y P.
g
∆Pc
= Densidad relative del gas (aire = 1)
= Incremento de presión debido al peso de la columna de gas
167
.
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
168
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Referencias Capitulo 3
 M.I. Gomez Cabrera José Ángel. ―Producción de Pozos 1‖. Facultad de
Ingeniería, UNAM, México 1985.
 M.I. Lucero Aranda Felipe de Jesús, ―Apuntes de Sistemas Artificiales de
Producción‖. Facultad de Ingeniería, UNAM, México 1985.
 Brown K. E ―The Technology of Artificial Lift Methods‖. Petroleum Publishing
Co. Volumen 2a.
 Garaicochea Petrirena Francisco, ―Apuntes de Transporte de
Hidrocarburos. Facultad de Ingeniería, UNAM, México 1983.
169
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
CAPITULO 4
“Bombeo
Hidráulico Tipo
Pistón”.
170
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
4. Bombeo Hidráulico – Tipo Pistón.
4.1. Generalidades.
Cuando la energía disponible de un yacimiento es insuficiente para elevar el
aceite hasta la superficie, es necesario utilizar un sistema artificial de explotación,
que proporcione la energía adicional requerida para continuar la explotación
racional del yacimiento. El proceso de generación y transmisión de energía varía
según el sistema que se utilice; en el caso del bombeo hidráulico tipo pistón, este
proceso se efectúa mediante un fluido conocido como " fluido motriz ―, el cual es
inyectado al pozo a presión por una unidad de potencia, a través de una tubería
que se introduce al pozo junto con la tubería de producción, accionan los pistones,
tanto del motor como de Ia bomba, instalada abajo del nivel de trabajo del fluido
producido por el pozo.
Este proceso está basado en el principio hidráulico que establece que: " Si se
ejerce una presión sobre la superficie de un líquido contenido en un recipiente,
dicha presión se transmitirá en todas direcciones con igual intensidad‖. Esto
significa que la presión proporcionada en la superficie al fluido motriz, será la
misma que se aplique a los pistones de la unidad de bombeo, obligándolos a
impulsar los fluidos producidos por el yacimiento hacia la superficie.
El bombeo hidráulico tipo pistón tuvo gran aceptación en los años sesenta y
setenta y después de los noventas tuvo un resurgimiento; ya que ofrece ventajas
que lo diferencian de otros sistemas artificiales, puede alcanzar hasta
profundidades de 18000 pies y para sustituir o darle mantenimiento al mecanismo
(motor—bomba) no se requiere disponer de un equipo de reparación, únicamente
se invierte el fluido motriz y es desacoplado el motor y la bomba; haciéndose llegar
a la superficie por el desplazamiento del fluido motriz. Otras ventajas son:
1.- Tiene buena flexibilidad sobre rangos de producción.
2.- Puede operarse en pozos direccionales.
3.- Es de fácil adaptación para su automatización.
4.- Fácil para agregar inhibidores de corrosión.
5.- Puede instalarse como un sistema integral.
6.- Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.
171
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
7.- Puede instalarse en áreas reducidas (plataforma) o en áreas urbanas.
8.- Puede alcanzar profundidades de hasta 5500 m.
4.2. Principio de Operación.
Puesto que la presión esta definida como una fuerza que actúa sobre un área,
si se modifica esta área la fuerza se aumenta o disminuye, tal como se ilustra en la
Fig. 4.1, donde la fuerza de 1Kg, ejercida sobre la suprerficie líquida de 1
equilibra la fuerza de 100 Kg, que actúa sobre el área de 100
; sin embargo,
desde el punto de vista volumétrico, Ia fuerza de 1 kg debería descender 100 cm
para poder desplazar un volumen de 100
y levantar sólo 1 cm la carga de 100
Kg.
Fig. 4.1. Equilibrio de Fuerzas
El Bombeo Hidráulico aplica el principio de relaciones entre áreas, para lo cual
se utiliza generalmente el equipo mostrado en la Fig. 4.2.
Este principio se aplica en el bombeo hidráulico de la siguiente manera:
descrita en forma simple, la unidad de bombeo cuenta fundamentalmente de dos
pistones unidos entre sí por medio de una varilla, uno superior denominado
―pistón motriz‖, que es impulsado por el fluido motriz y que arrastra el pistón
inferior o "pistón de producción ", el cual a su vez, impulsa el aceite producido. Si
se resta de las áreas de cada uno de estos pistones el área correspondiente a la
varilla que los une, se tienen las áreas efectivas sobre las que actúa Ia fuerza
hidráulica proporcionada por el fluido motriz. Por lo tanto, si el área del pistón
172
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
motriz (Am), es igual a la mitad del área del pistón de producción (Ap), se tiene
que ejercer 1 Kg, de fuerza para vencer cada 1/2 Kg de resistencia que presenta
el pistón de producción; sin embargo desde al punto de vista volumétrico, se
necesitará únicamente medio barril de aceite motriz por cada barril de aceite
producido. En la Fig. 4.3 se muestran las relaciones más usuales entre las áreas
de esos pistones.
Fig. 4.2. Sistema de Bombeo Hidráulico
173
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.3. Relación entre Áreas y Pistones
4.3 Descripción General del Sistema.
Una manera sencilla de conocer el sistema de bombeo hidráulico, es por medio
de un diagrama de flujo, que indique los distintos pasos que recorre el fluido motriz
a través de los dispositivos mecánicos más usuales, tal como se muestra en la
Fig. 4.4, donde, en forma esquemática, se ven los elementos principales que
componen un sistema convencional. La relación que existe entre los elementos
puede ser descrita en términos generales de la siguiente manera:
4.3.1. Diagrama de Flujo (Fig. 4.4).
El fluido motriz es petróleo crudo producido o agua tratada, que ha sido
sometida a un proceso natural de separación, de gas, agua y sedimentos, y sujeto
a un período de asentamiento y limpieza mediante almacenamiento, productos
químicos, filtros, etc.; tratamiento que se efectúa en un sistema de tanques
diseñados. De estos tanques se envía el fluido motriz a la succión de la o de las
bombas reciprocantes, que normalmente son del tipo ―triplex‖ verticales y cuya
característica principal es proporcionar un volumen reducido, pero a una presión
considerable. Esta bomba inyecta a presión el fluido motriz hacia el cabezal de
distribución, donde se regula en función del volumen o de la presión requerida en
cada pozo. Ya en el pozo, el aceite pasa a través de una válvula de 4 vías que
permite controlar la dirección del flujo; el aceite circula hacia abajo haciendo
174
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
operar la unidad de bombeo y retorna a la superficie ya sea mezclado con el
aceite producido, si se trata de un circuito abierto, o bien, retorna a través de una
tubería adicional es el caso de un circuito cerrado.
En los subtemas siguientes se tratan cada uno de estos elementos los cuales
pueden variar dependiendo del fabricante, pero cuyas características básicas son
similares. De igual forma, el sistema puede diferir en sus condiciones particulares,
pero su diseño siempre estará supeditado a los siguientes factores: número de
pozos por operar, volumen necesario de fluido motriz, presiones de operación,
sistemas de inyección, características de los pozos que determinan el equipo
subsuperficial adecuado, etc.
4.4. Sistemas de Inyección del Fluido Motriz.
Al mencionar los sistemas de inyección del fluido motriz, se indicarán dos
formas de inyección: una en un circuito abierto y otra en circuito cerrado; ambos
sistemas son iguales en lo que se refiere al flujo del fluido motriz desde los
tanques de almacenamiento hasta la unidad de bombeo, pero difieren en la forma
en que el fluido motriz retorna a la superficie después de haber operado la unidad.
A continuación se presentan las características fundamentales de estos sistemas.
4.4.1. Circuito Abierto.
El sistema de inyección en circuito abierto fue el primero que se utilizó y su
aplicación es la más sencilla y económica. En este sistema, el fluido motriz retorna
a la superficie mezclado con el aceite producido, ya sea a través de la tubería de
descarga o por el espacio anular de las tuberías de revestimiento, producción o
inyección, dependiendo del equipo subsuperficial que se tenga. La aplicación de
este sistema presenta varias ventajas como son: le adición de fluido motriz limpio
en pozos que contienen alto porcentaje de agua salada, con que se reduce dicho
porcentaje y por consiguiente disminuye el efecto de corrosión; de la misma
manera, la adición de aceite ligero puede reducir la viscosidad en pozos
productores de aceite pesado. La principal desventaja de este sistema es el
incremento de volumen bruto que debe ser tratado en la superficie para obtener el
aceite limpio necesario y continuar la operación. En la Fig. 4.5 se muestra una
conexión para varios pozos con un sistema abierto.
175
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.4. Diagrama de Flujo del Sistema de Bombeo Hidráulico
176
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.5. Instalación Superficial para Varios Pozos “Sistema Abierto”
4.4.2. Circuito Cerrado.
El sistema de inyección en circuito cerrado es el método más completo que
existe en la actualidad. En este sistema, el fluido motriz retorna a la superficie
independientemente del aceite producido, fluyendo nuevamente hasta el tanque
almacenador y formándose así un circuito cerrado; este se logra por medio de una
tubería adicional que va alojada en un dispositivo mecánico llamado ― Cámara de
Fondo ", instalada en el fondo del pozo. En este sistema se utiliza un elemento de
empaque en la unidad de bombeo, que permite aislar el fluido motriz del
producido. Las principales ventajas son: la medición exacta de los fluidos
producidos por el pozo y la determinación del desgaste sufrido por la unidad de
bombeo al incrementarse el volumen de fluido motriz utilizado en la lubricación de
los pistones, todo lo cual facilita la programación del mantenimiento de estas
unidades. En la Fig. 4.6 se muestra una conexión para varios pozos en con un
sistema cerrado.
177
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.6. Instalación Superficial para Varios Pozos “Sistema Cerrado”
4.5. Instalaciones Subsuperficiales.
La operación de un sistema de bombeo hidráulico está afectada por factores
tan variables como son: La profundidad de los pozos, el diámetro de las tuberías
de revestimiento, los volúmenes de aceite y de gas, producidos, etc.
Existen en la actualidad varias instalaciones subsuperficiales que se usan en la
mayoría de los pozos a intervenir y que pueden ser clasificados de la siguiente
manera:
4.5.1. Bomba fija.
En este tipo de instalación la unidad de bomba, está unida mecánicamente a la
tubería, por lo que su introducción o extracción del pozo va ligada a dicha tubería.
Se presenta en los siguientes tipos:
178
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
A excepción del tipo denominado "bomba fija para tubería de producción", que
opera únicamente en circuito abierto, los tipos restantes pueden ser operados ya
sea en circuito abierto o cerrado. Las características generales de estas
instalaciones son las siguientes:
4.a) Bomba fija insertada. En esta instalación la bomba está conectada a una
tubería de inyección que se introduce en la tubería de producción, la cual lleva una
zapata en su extremo inferior donde se asienta la bomba. La tubería de inyección
puede ser de 3/4", 1‖ o 1 1/4―, dependiendo del diámetro de la tubería de
producción. En la Fig. 4.7 se muestra esta instalación operando el circuito abierto,
donde la mezcla de fluido motriz producido retorna a la superficie a través del
espacio anular. Si se opera el circuito cerrado como en la Fig. 4.8, se requiere de
una tubería adicional por donde descarga el aceite producido; este tipo de
instalaciones puede ser utilizado en pozos con terminación doble, con tuberías de
revestimiento de diámetro reducido en donde se utilizan unidades de bombeo de
2" y 2 1/2― de diámetro.
4.b) Bomba fija para tubería de revestimiento. Esta instalación permite
manejar un volumen de producción alto por medio de unidades de bombeo de 3" o
4" de diámetro conectadas en el extremo inferior de la tubería de producción, en el
otro extremo, la unidad de bombeo lleva un empacador recuperable que permite
fijarla a la tubería de revestimiento, aislando al mismo tiempo el espacio anular.
Cuando se opera un circuito abierto, como en la Fig. 4.9 el aceite producido entra
a la unidad de bombeo a través del empacador y descarga en el espacio anular
donde se mezcla con el fluido motriz. Para operar esta instalación en circuito
cerrado se necesita una tubería adicional, Ia cual puede ser paralela, mostrada en
la Fig. 4.10 o concéntrica, mostrada en la Fig. 4.11. En el primer caso, el fluido
motriz retorna por la tubería de descarga y el aceite producido por el espacio
anular; cuando se tienen tuberías concéntricas, el fluido motriz retorna por el
espacio entre la tubería de producción y la tubería de inyección, mientras que el
aceite producido lo hace a través del espacio anular de las tuberías de producción
y revestimiento.
4.c) Bomba fija para tubería de producción. Esta instalación es similar al
denominado " bomba fija insertada " y puede ser utilizada cuando se requiera una
unidad de bombeo de mayor capacidad con la misma instalación. Esta unidad va
conectada a las tuberías, tanto la de producción como la de inyección y solo
puede ser operada en circuito abierto.
179
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
4.5.2. Bomba libre.
En este tipo de instalaciones la unidad de bombeo no está conectada a
ninguna de las tuberías, por lo que puede ser desplazada por circulación del fluido
motriz, tanto en su introducción como en su extracción, Io cual permite reemplazar
estas unidades sin necesidad de mover las tuberías donde se aloja.
Fig. 4.7. Operación del Circuito Abierto para T.P.
Fig. 4.8. Operación del Circuito Cerrado para T.P.
180
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.9. Operación del Circuito Abierto para T.R.
181
Fig. 4.10. Instalación en Circuito Cerrado con
Tubería Paralela
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.11. Instalación en Circuito Cerrado con
Tubería Concéntrica
Se presenta en los siguientes tipos:
a) Bomba libre con tuberías paralelas. En la Fig. 4.12 se puede ver este tipo
de instalación operando en circuito abierto, que consiste fundamentalmente en dos
tuberías paralelas usadas en su extremo inferior, formando un tubo en ―U‖ en cuyo
fondo se tiene una válvula de pie que permite la circulación del fluido motriz o bien,
182
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
la entrada de aceite producido. En la parte superior de esta válvula se encuentra
un asiento donde se aloja la unidad de bombeo. Cuando se opera en circuito
cerrado como en la Fig. 4.13, se utilizan tres tuberías y se cuenta con una cámara
de fondo que permite al elemento de empaque de la unidad de bombeo, aislar,
tanto el espacio anular como a las dos secciones de esta unidad; este tipo de
instalación facilita la liberación del gas de formación a través del espacio anular, lo
que significa una mayor eficiencia en el sistema.
b) Bomba libre para tubería de revestimiento. Como en el caso de la "bomba
fija para tubería de revestimiento―, en este tipo de instalación también se usa un
empacador recuperable en el extremo de la tubería de producción. En la Fig. 4.14
se muestra esta instalación operando en circuito abierto, donde la mezcla del
fluido motriz y del aceite producido retorna por el espacio anular a través de un
niple de ventana instalado en la parte inferior de la tubería de producción. Cuando
se opera en circuito cerrado como en la Fig. 4.15 se utiliza una segunda tubería
paralela, a través de la cual retorna el fluido motriz usado, mientras que el aceite
producido fluye por el espacio anular.
4.6. Equipo Subsuperficial.
De acuerdo con los diseños desarrollados por cada una de las compañías
fabricantes, todos los elementos mecánicos que constituyen el sistema de bombeo
hidráulico varían en sus condiciones generales; sin embargo, el principio básico de
operación es el mismo, por lo que en este capítulo se describirá el equipo
subsuperficiaI refiriéndose únicamente a un tipo en particular, descripción que
puede ser aplicada a cualquier otro tipo.
4.6.1. Unidad de Bombeo.
En la Fig. 4.16, se muestra esquemáticamente una unidad de bombeo
compuesta básicamente de tres elementos: un motor hidráulico con pistón de
doble acción (1), una válvula motriz que regula el flujo de aceite al motor (2), y una
bomba hidráulica también con pistón de doble acción (3). Tanto el motor como la
válvula constituyen la llamada "Sección Motriz" y se encuentran localizadas en la
parte superior de la unidad; la bomba se encuentra en la parte inferior formando la
"Sección de Producción". En la parte superior del pistón motriz va conectada una
183
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
varilla, denominada varilla de la válvula (4) que es la que hace operar a la válvula
motriz; en la parte inferior de este pistón va conectada otra varilla (varilla media)
(5) de igual diámetro, que une los dos pistones; en la parte inferior del pistón de
reducción se encuentra una tercera varilla (varilla inferior) (6), que se aloja en un
tubo cerrado en su extremo inferior denominado tubo de balance (7). Tanto las
varillas como los pistones están huecos, lo que permite el paso del fluido motriz a
todo lo largo de la unidad hasta el tubo de balance, con lo que se igualan las
presiones y la unidad queda totalmente balanceada; además, en la parte media
de los pistones existe un orificio (8), a través del cual se lubrican las paredes del
cilindro y del pistón, los pistones llevan una serie de anillos que permiten un mayor
ajuste con la camisa, reducen las pérdidas de aceite por escurrimiento y evitan el
desgaste excesivo de las piezas. En la Fig. 4.17 se muestra una bomba hidráulica
y un motor hidráulico.
La operación general de esta unidad puede ser descrita de la siguiente manera:
el fluido motriz entra a la unidad por la parte superior hasta un extremo del cilindro
motriz, forzando al pistón hasta el otro extremo; cuando el pistón termina su
carrera, la válvula motriz, accionada por la varilla de la válvula, cambia
automáticamente el sentido del fluido motriz, de tal forma que envía fluido a un
extremo del cilindro y permite la salida por otro extremo del fluido motriz usado y
en forma alternativa. Este movimiento es transmitido al pistón de producción,
desplazando al aceite producido que entra por la parte inferior de la sección de
producción, tal como se muestra en la Fig. 4.18.
4.6.2. Camara de Fondo.
Se han mencionado las cámaras de fondo como los elementos que permiten
alojar a la bomba y que presentan una superficie de sello donde actúa el elemento
de empaque instalado en la unidad de bombeo, aislando el espacio anular y, en
los circuitos cerrados, las dos secciones de la unidad. Estas cámaras son
receptáculos instalados en el fondo de la tubería de producción y que varían de
acuerdo con la instalación subsuperficial que se tenga. Como ejemplo, en la Fig.
4.19 se muestra una cámara de fondo, utilizada en una instalación de "bomba libre
con tuberías paralelas y en la Fig. 4.20, se observa la cámara de fondo
correspondiente
para una instalación de "bomba libre para tuberías de
revestimiento".
184
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.12. Bomba Libre con Tuberías Paralelas en
Circuito Abierto
Fig. 4.13. Bomba Libre con Tuberías Paralelas en
Circuito Cerrado
185
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.14. Bomba Libre para T.R. en Crcuito
Abierto
Fig. 4.15. Bomba Libre para T.R. en Circuito
Cerrado
186
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.16. Unidad de Bombeo Hidráulico
187
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.17. Motor Hidráulico y Bomba Hidráulica
188
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.18. Operación General de la Unidad de
Bombeo Hidráulico
189
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.19. Cámara de Fondo en una Instalación de
“Bomba Libre” con Tuberías Paralelas
Fig. 4.20. Cámara de Fondo en una Instalación de
“Bomba Libre” para T.R.
190
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
En casos especiales se requiere del uso de cámaras de fondo diseñadas con el
sistema denominado "Enchufe y Receptáculo‖ que permite la introducción o
extracción de las tuberías de inyección y de descarga sin mover la tubería de
producción, de manera similar al sistema utilizado con los empacadores para
doble terminación.
4.7. Equipo superficial.
Continuando las bases establecidas en el inciso anterior, se describirá en forma
general el equipo superficial utilizado en un sistema convencional de bombeo
hidráulico.
4.7.1. Unidad de Potencia.
La potencia que requiere el sistema para la inyección del fluido motriz está
proporcionada normalmente por una unidad constituida por una bomba
reciprocante del tipo triplex vertical y accionada por un motor eléctrico o de
combustión interna. En la Fig. 4.21 se muestra una bomba triplex que consta
fundamentalmente de tres secciones: cárter, cuerpo y monoblock.
En el cárter se tiene una flecha tratada térmicamente para resistir altas
velocidades montada en cojinetes de baleros. El movimiento de la flecha se
transmite a un cigüeñal por medio de un sistema de engranes de dientes
helicoidales; este cigüeñal tiene tres juegos de biela y cruceta; cada cruceta está
conectada a un conjunto integral de cilindro y pistón mediante un vástago alojado
en una camisa deflectora telescopiada, instalada en el cuerpo de la bomba. Una
serie de válvulas de admisión y de descarga, localizadas en la cabeza del
monoblock, regulan el fluido motriz; estas bombas cuentan con válvulas de
seguridad, retornos y una bomba auxiliar que alimenta a presión el circuito de
lubricación de los baleros, bielas y crucetas.
La operación de estos tipos de bombas puede ser descrita de la siguiente
manera: el fluido motriz, proveniente del tanque de almacenamiento, entra a la
bomba por la parte inferior de la cabeza del monoblock y es descargado por la
parte superior del mismo. Cuando el pistón inicia su carrera descendente la carga
hidrostática del tanque hace abrir la válvula de admisión permitiendo la entrada del
191
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
fluido motriz; cuando el pistón invierte su carrera, ejerce sobre el fluido una presión
mayor que la debida a la carga hidrostática, cerrando la válvula de admisión. Al
aumentar la presión así ejercida, se vence la resistencia del resorte de la válvula
de descarga, abriéndola y permitiendo la salida del fluido motriz al sistema de
inyección.
Fig. 4.21. Bomba Reciprocante Triplex
192
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
4.7.2. Cabezal de Distribución.
El fluido que proviene de la bomba triplex es regulado mediante los dispositivos
localizados en el conjunto denominado "cabezal de distribución" como se ve en la
Fig. 4.22. Los cabezales están provistos de medidores de desplazamiento positivo
que permiten determinar el volumen de fluido motriz inyectado, y por consiguiente,
calcular la eficiencia de operación de las unidades de bombeo. Se tienen además,
válvulas reguladores de flujo en la Fig. 4.23, o bien válvulas reguladoras de
presión mostradas en la Fig. 4.24; las primeras controlan el volumen del fluido
motriz inyectado, sin importar la presión de operación que se tenga, y las
segundas permiten controlar automáticamente dicha presión de operación.
Fig. 4.22. Cabezal de Distribución
193
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.23. Válvulas Reguladoras de Flujo
Fig. 4.24. Válvulas Reguladoras de Presión
194
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
4.7.3. Válvulas de Cuatro Vías.
Esta válvula de cuatro vías como se ve en la Fig. 4.25, es un dispositivo
instalado en la cabeza del pozo que permite regular el fluido motriz. Tiene cuatro
posiciones que permiten la introducción, la operación y la extracción de una
unidad de bombeo. En la Fig. 4.26 se muestran las posiciones mencionadas
durante la operación en circuito abierto de un sistema de "bombeo libre con
tuberías paralelas". En la primera posición denominada ―cierre y purga―, tanto las
tuberías como la válvula de pie están cerradas, el pozo está lleno de fluido y el
fluido motriz fluye directamente a la batería de separadores a través de la válvula
de cuatro vías.
En este tipo de operaciones la unidad de bombeo lleva un dispositivo de pesca
como el de la Fig. 4.27, que tiene unas copas de hule que facilitan la extracción de
la unidad al ofrecer una mayor área de resistencia al flujo ascendente del fluido
motriz; la válvula de cuatro vías a la posición de "bombeo‖ donde el fluido motriz
fluye hacia abajo a través de la tubería de inyección y retorna por la tubería de
descarga, manteniendo cerrada la válvula de pie y desplazando la unidad de
bombeo hasta su asiento; al llegar a éste, el elemento de empaque de la bomba
actúa en la cámara de fondo, aislando el espacio anular y obligando al fluido
motriz a entrar a la bomba y hacerla trabajar.
En la posición "operación―, se muestra que al abrirse la válvula de pie por el
vacío provocado en la carrera ascendente del pistón, el aceite producido entra a la
unidad de bombeo, la cual lo impulsa hacia la superficie mezclado con el fluido
motriz.
En la posición ―extracción", se invierte el flujo del fluido motriz, la válvula de pie
se cierra y la unidad de bombeo es desplazada hacia la superficie, donde es
sujetada por el conector soltador. Para recuperar esta unidad se debe regresar a
la posición de "cierre y purga", reanudándose así el ciclo.
195
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.25. Válvula de 4 Vías
Fig. 4.26. Posiciones Durante la Operación en Circuito Abierto de Bomba Libre con Tuberías
Paralelas
196
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.27. Dispositivo de Pesca
4.7.4. Conexiones Superficiales.
En los pozos de bombeo hidráulico se utiliza únicamente la sección del árbol de
válvulas correspondiente a la última tubería de revestimiento; sobre esta sección
se instala el cabezal donde van alojadas las tuberías utilizadas con los colgadores
y empaques mecánicos respectivos.
197
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
En el carrete superior del cabezal se enrosca un niple corto, en cuyo extremo
se conecta la válvula de cuatro-vías.
El diseño de este cabezal depende de la instalación subsuperficial y del
sistema de inyección que se tenga, puesto que esto determina el número de
tuberías a utilizarse, ya sean una, dos o tres.
En la Fig. 4.28 se muestran las conexiones superficiales más comunes,
incluyendo: cabezal, carrete adaptador, tuberías, válvulas y el retorno (by-pass),
que es una línea que comunica la tubería de inyección con la tubería de descarga,
permitiendo el paso directo del fluido motriz, lo que propicia una operación más
flexible.
Fig. 4.28. Cabezal y Conexiones Superficiales
198
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
4.7.5. Sistema de Tanques para el Almacenamiento y Tratamiento del Fluido
Motriz.
Posiblemente el factor más importante en el funcionamiento eficiente de un
sistema de bombeo hidráulico es la calidad del fluido motriz, puesto que este fluido
recorre todo el sistema a través de la bomba triplex, el cabezal de distribución y la
unidad de bombeo; cualquier impureza que se tenga, ya sea agua o sedimento,
causará un desgaste excesivo en esos mecanismos. Por tanto, con el objeto de
asegurar la limpieza del fluido motriz, es necesario tener un sistema de tanques
cuyo diseño permite tratar y almacenarlo adecuadamente.
Uno de los sistemas más recomendadas por los fabricantes de equipo es el
que se muestra en la Fig. 4.29. La base de este sistema es un diseño que permite
el movimiento lento del fluido (aceite) en el interior del tanque de asentamiento y
que además, evita la formación de flujo turbulento o de burbujas de gas, que
pudieran arrastrar impurezas hacia la succión de la bomba triplex.
En términos generales, se recomiendan las siguientes especificaciones para
los elementos que constituyen este sistema:
a) Tanque de asentamiento.- Tanque de tres anillos, de 750 barriles de
capacidad, provisto de un sistema de drene apropiado.
b) Separador atmosférico.- Dispositivo cilíndrico, esbelto, de mayor altura que el
tanque de asentamiento, con la sección superior de mayor diámetro que la inferior.
La entrada del fluido (aceite) debe efectuarse a través de la sección superior.
c) Línea de alimentación al tanque.- Debe ser de 4" de diámetro como mínimo,
conectada a la sección inferior del separador y con una válvula de control, que
debe ser de compuerta (de paso completo). La línea termina debajo del centro del
difusor y en su extremo debe llevar una ―T‖ en posición vertical.
d) Difusor.- Debe ser nivelado perfectamente para evitar fugas de aceite por el
extremo más alto.
e) Línea de descarga al tanque de almacenamiento.- El pinto de salida de esta
línea debe estar localizado a 12 pies del fondo del tanque y es necesario
conectarla a la descarga de vapores para evitar el efecto de sifón. Debe
conectarse al tanque de almacenamiento a 18" de la cúpula para mantener el nivel
del fluido necesario para la alimentación de la bomba triplex.
f) Línea de alimentación a la bomba triplex.- Debe estar instalada
diametralmente opuesta a la línea de descarga al tanque de almacenamiento, para
evitar la canalización del fluido dentro del tanque.
199
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
g) Línea de descarga de vapores.- Bebe tener un diámetro mínimo de 3", y ésta,
como todas las tuberías superficiales, debe estar protegida contra la corrosión y
deterioro mecánico.
Fig. 4.29. Sistema de Tanques para Almacenamiento y Tratamiento del Fluido Motriz
4.7.6. Tuberías Utilizadas.
Las tuberías que se utilizan en un sistema de bombeo hidráulico se seleccionan
de acuerdo con el volumen que se va a manejar, las presiones de operación y las
longitudes que tienen que cubrir; además, la limitación física debida a los
diámetros inferiores de las tuberías de revestimiento es un factor fundamental en
la programación del sistema, equipo y tuberías que deberán utilizarse.
Existen diversos diámetros de tipos de tuberías que pueden utilizarse para
cubrir la gran variedad de problemas que se presentan en un sistema de esta
magnitud sin embargo, se presenta una clasificación general de tuberías,
indicando su objetivo tipo y diámetros más usados.
200
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
a) Tuberías superficiales:
(1) Alimentación a los tanques almacenadores de fluido motriz: Tubería de línea
de 3", 4" y 6".
(2) Alimentación a las bombas triplex: Tuberías de línea de 3‖ y 4‖.
(3) Descarga de las bombas triplex al cabezal de distribución: Tubería reforzada
de 1", 1-1/4" y 2".
(4) Descarga del cabezal de distribución a los pozos: Tubería reforzada de 1", 11/4" y 2".
(5) Descarga del pozo a la batería de separadores: Tubería de línea de 3" y 4".
(6) Descarga del pozo a los, tanques de fluido motriz (Circuito cerrado): Tubería
reforzada de 1", 1- ¼‖ y 2‖.
b) Tuberías subsuperficiales:
Estas tuberías son reforzadas (J-55, N-80) y se unen entre sí por medio de
grampas colocadas una en cada tramo de tubería de inyección, o bien por medio
de flejes metálicos y en la misma forma. Se usa grasa para sellar a base de zinc
en los coples, con el objeto de evitar fugas. Las medidas más usuales son:
a) Tubería de inyección de 3/4", 1", 1-1/4", 1-1/2" y 2".
b) Tubería de producción: 2", 2-1/2", 3―, 3-1/2" y 4―.
c) Tubería de descarga: 3/4", 1", 1- ¼‖ y 1- ½‖.
4.8. Consideraciones y cálculos de diseño.
Para diseñar una instalación de bombeo hidráulico es necesario efectuar las
consideraciones siguientes:
(1) Seleccionar el sistema de inyección del fluido motriz (cerrado o abierto).
(2) Definir si el gas producido es venteado por el espacio anular o pasa por la
bomba.
(3) Elegir un determinado arreglo de tubería de producción, inyección y
descarga.
201
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(4) Seleccionar la bomba subsuperficial adecuada para la tubería de
producción y para los requerimientos del pozo.
(5) Elegir el empleo de una planta integral de inyección del fluido motriz o
prescindir de ella, empleando un sistema de inyección por cada pozo.
(6) Seleccione la bomba superficial para inyectar el fluido motriz.
(7) Elegir el sistema de limpieza del fluido motriz.
4.8.1. Circuito Abierto o Circuito Cerrado del Fluido Motriz.
Cuando el espacio de una central de recolección (Batería) es, o se trata de una
localización urbana o bien es una plataforma de producción, o por factores
ecológicos, es conveniente elegir un circuito cerrado. Empleando agua como fluido
de inyección motriz, puede minimizarse el peligro de contaminación por derrames
en el campo, pero puede ser más costoso por requerir considerables volúmenes
de aditivos.
Si ninguno de los factores antes mencionados se presenta, es conveniente,
tanto para el circuito cerrado como para el circuito abierto, utilizar como fluido
motriz el aceite, ya sea el producido o bien un aceite tratado; ya que a diferencia
del agua, la adición de agentes inhibidores es mínima y la característica lubricante
es más contínua.
4.8.2. Gas Producido.
Anteriormente se concluyó que las instalaciones subsuperficiales resultan
menos costosas cuando el fluido producido pasa por la bomba, no así cuando el
gas es venteado por el espacio anular, ya que requiere un arreglo adicional en la
sarta de producción incrementándose considerablemente los costos.
Cuando los pozos tienen baja presión de fondo (del orden de 400
y alta
relación gas - líquido ( > 500
), de acuerdo a experiencias de campo, es
más recomendable ventear el gas por el espacio anular.
202
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Las eficiencias de flujo no deben ser menores del 50% para que el diseño sea
rentable y confiable; esta eficiencia puede ser mejorada desfogando el gas
liberado por el espacio anular.
4.8.3. Bombas Subsuperficiales.
Algunas de estas bombas tienen motores con dos pistones o bombas con dos
pistones. Las válvulas reversibles de los motores se localizan en la parte superior
de la bomba, en la parte media o en el pistón de los motores en otras bombas. Se
dispone de tramos cortos de tubería que tienen una longitud de 10 a 30 pies, para
efectuar el ajuste del aparejo.
Selección de la bomba.
A continuación se muestran las especificaciones de algunas bombas que se
pueden usar.
Bomba 1
Bomba Sargent – Motor y Bomba Simple
Diámetro de
Bomba y
Descripción
2 x 1 1/16
2 x1¼
2 x1½
2½x1¼
2½x1½
2½x1¾
2½x2
3 x1½
3 x1¾
3 x2
3 x2¼
3 x2½
4 x2¼
4 x2¾
4 x3¼
Relación
P/E
.67
.93
1.33
.58
.83
1.13
1.47
.53
.72
.94
1.20
1.47
.68
1.01
1.41
Gasto
(bl/día)
186
259
373
257
370
502
653
418
570
742
940
1161
940
1404
1960
Desplazamiento
bl/día por EPM
Motor
Bomba
13.3
6.9
13.3
9.6
13.3
13.8
21.2
9.5
21.2
13.7
21.2
18.6
21.2
24.2
36.1
15.5
36.1
21.1
36.1
27.5
36.1
34.8
36.1
43.0
63.5
34.8
63.5
52.0
63.5
72.6
203
Velocidad
máxima
(EPM)
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Bomba 2
Bomba Jhonson – Fagg, Motor y Bomba Simple
Diámetro de
Bomba y
Descripción
2 x 1 5/8 x 1 1/16
2 x 1 5/8 x 1 1/4
2 x 1 5/8 x 1 1/2
2 x 1 5/8 x 1 5/8
2 1/2 x 2 x 1 1/4
2 1/2 x 2 x 1 1/2
2 1/2 x 2 x 1 5/8
2 1/2 x 2 x 1 3/4
2 1/2 x 2 x 2
3 x 2 1/2 x 1 3/4
3 x 2 1/2 x 2
3 x 2 1/2 x 2 1/4
3 x 2 1/2 x 2 1/2
4 x 2 15/16 x 2
4 x 2 15/16 x 2 1/4
4 x 2 15/16 x 2 1/2
4 x 2 15/16 x 2 3/4
4x2 15/16x2 15/16
Relación
P/E
.52
.72
1.03
1.21
.44
.68
.80
.93
1.21
.59
.77
.98
1.21
.57
.72
.89
1.08
1.22
Gasto
(bl/día)
225
312
450
528
264
476
547
637
831
643
840
1062
1311
840
1062
1311
1587
1810
Desplazamiento
bl/día por EPM
Motor
Bomba
15.08
6.45
15.08
8.92
15.08
12.85
15.08
15.08
30.80
12.02
30.80
17.30
30.80
20.30
30.80
23.60
30.80
30.80
43.71
21.42
43.71
27.98
43.71
35.41
43.71
43.71
60.35
27.98
60.35
35.41
60.35
43.71
60.35
52.90
60.35
60.35
Velocidad
máxima
(EPM)
35
35
35
35
22
27
27
27
27
30
30
30
30
30
30
30
30
30
Bomba 3
Bomba Fluid – Packed UFR – Motor y Bomba Simples
Diámetro de
Bomba y
Descripción
VFR201611
VFR201613
VFR201616
VFR252015
VFR252017
VFR252020
VFR302424
Relación
P/E
.62
.87
1.32
.74
1.00
1.32
1.28
Gasto
(bl/día)
318
444
673
630
858
1119
1612
Desplazamiento
bl/día por EPM
Motor
Bomba
4.24
2.12
4.24
2.96
4.24
4.49
8.89
5.25
8.89
7.15
8.89
9.33
12.99
13.44
204
Velocidad
máxima
(EPM)
150
150
150
120
120
120
120
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Bomba 4
Bomba Fluid Packed VFR Motor en Tandem, Bomba Simple
Diámetro de
Bomba y
Descripción
VFR20161613
VFR20161616
VFR25202015
VFR25202017
VFR25202020
Relación
P/E
.54
.81
.41
.56
.73
Gasto
(bl/día)
444
673
630
858
1110
Desplazamiento
bl/día por EPM
Motor
Bomba
6.86
2.96
6.86
4.49
15.16
5.25
15.16
7.15
15.16
9.33
Velocidad
máxima
(EPM)
150
150
120
120
120
Bomba 5
Bomba Fluid Packed V11 Motor y Bomba Simple
Diámetro de
Bomba y
Descripción
V-25-11118
V-25-11-095
Relación
P/E
1.18
.95
Gasto
(bl/día)
1419
1299
Desplazamiento
bl/día por EPM
Motor
Bomba
5.33
6.31
6.66
6.31
Velocidad
máxima
(EPM)
225
206
Bomba 6
Bomba Fluid Packed V-21 Motor en Tandem, Bomba Simple
Diámetro de
Bomba y
Descripción
V25-21-075
V25-21-063
Relación
P/E
.75
.63
Gasto
(bl/día)
1173
1072
Desplazamiento
bl/día por EPM
Motor
Bomba
8.38
6.31
10.00
6.31
205
Velocidad
máxima
(EPM)
186
170
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Bomba 7
Bomba Fluid Packed F, FE, FEB
Diámetro de
Bomba y
Descripción
201311
201313
201611
201613
201616
251611
251613
251616
252016
252018
252020
402422
Relación
P/E
.71
1.00
.47
.66
1.00
.47
.66
1.00
.64
.81
1.00
.88
Gasto
(bl/día)
204
285
204
285
517
214
299
455
540
683
841
1269
Desplazamiento
bl/día por EPM
Motor
Bomba
4.2
3.0
4.2
4.2
6.4
3.0
6.4
4.2
8.4
9.4
7.0
3.3
7.0
4.6
7.0
7.0
16.5
10.6
16.5
13.4
16.5
16.5
32.1
28.2
Velocidad
máxima
(EPM)
68
68
68
68
55
65
65
65
51
51
51
45
Bomba 8
Bomb Kobe Tipo B Bomba y Motor de Movimiento Simple
Diámetro de Bomba
y Descripción
2 x 3/16 – 1x1
2 x3/16 – 1 3/16x1
2 x3/16–1 3/16x1 3/16
2 1/3x1 1/16-1 1/4x1 1/4
2 1/3x1 1/16-1 1/16x1 1/4
2 1/3x1 1/16-1 1/16x1 1/16
3x1 ¾ - 1 1/4x 1 1/4
3x1 ¾ - 1 1/4x 1 ½
3x1 ¾ - 1 3/4x 1 ½
3x1 ¾ - 1 3/8x 1 1/4
4x2 3/8 – 2x 1 ¾
4x2 3/8 – 2x 2
4x2 3/8 – 2 3/4x 2
4x2 3/8 – 2 3/4x 2 3/4
Relació
n
P/E
1.290
1.647
2.000
1.400
1.701
2.000
.800
1.351
1.675
2.000
1.094
1.299
1.650
2.000
Gasto
(bl/día)
508
647
786
984
1195
1400
972
1642
2039
2436
2725
3234
4119
5005
206
Desplazamiento
bl/día por EPM
Motor
Bomba
3.30
4.20
3.30
5.35
3.30
6.50
7.13
9.84
7.13
11.95
7.13
14.06
14.17
11.18
14.17
18.98
14.17
23.44
14.17
28.00
32.94
35.40
32.94
42.00
32.94
53.50
32.94
65.00
Velocidad
máxima
(EPM)
121
121
121
100
100
100
87
87
87
87
77
77
77
77
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Bomba 9
Bomba Kobe Tipo A – Motor Simple y Bomba Simple
Diámetro de
Bomba y
Descripción
2 x 1 – 1 3/16
2x1–1
2 x 1 – 1 3/16
2 x 1 3/16 – 1
2 x 1 3/16 – 1 3/16
2½x1¼-1
2 ½ x 1 ¼ - 1 1/8
2½x1¼-1¼
2 ½ x 1 ¼ - 1 7/16
2 ½ x1 7/16 –1 1/4
2 ½x1 7/16-1 7/16
3x1 ½ - 1 ¼
3x1 ½ - 1 3/8
3x1 ½ - 1 ½
3x1 ½ - 1 ¾
3x1 ¾ - 1 ½
3x1 ¾ - 1 ¾
4x2–1¾
4x2–2
4 x 2 – 2 3/8
4 x 2 3/8 – 2
4 x 2 3/8 – 2 3/8
Relación
P/E
.545
1.000
1.546
.647
1.000
.520
.746
1.000
1.431
.700
1.000
.592
.787
1.000
1.480
.676
1.000
.687
1.000
1.541
.649
1.000
Gasto
(bl/día)
139
254
393
254
393
256
367
492
703
492
703
486
646
821
1218
821
1218
1108
1617
2502
1617
2502
Desplazamiento
bl/día por EPM
Motor
Bomba
2.15
1.15
2.15
2.10
2.15
3.25
3.30
2.10
3.30
3.25
5.02
2.56
5.02
3.67
5.02
4.92
5.02
7.03
7.13
4.92
7.13
7.03
9.61
5.59
9.61
7.43
9.61
9.44
9.61
14.00
14.17
9.44
14.17
14.00
21.44
14.40
21.44
21.00
21.44
32.50
21.44
21.00
21.44
32.50
Velocidad
máxima
(EPM)
121
121
121
121
121
100
100
100
100
100
100
87
87
87
87
87
87
77
77
77
77
77
Bomba 10
Bomba Kobe Tipo B Bomba y Motor de Movimiento Simple
Diámetro de
Bomba y
Descripción
2 x 1 3/8 – 1 3/4
2 x 1 3/8 – 1 3/8
2 ½ x 1 3/4 – 1 1/2
2 ½ x 1 3/4 – 1 3/4
3 x 2 1/8 – 1 7/8
2 x 2 1/8 – 1 1/4
Relación
P/E
.700
1.000
.685
1.000
.740
1.000
Gasto
(bl/día)
381
544
744
1086
1388
1874
Desplazamiento
bl/día por EPM
Motor
Bomba
4.54
3.15
4.54
4.50
10.96
7.44
10.96
10.86
21.75
15.96
21.75
21.56
207
Velocidad
máxima
(EPM)
121
121
100
100
87
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Bomba 11
Bomba Kobe Tipo B – Motor Simple y Bomba Doble
Diámetro de
Bomba y
Descripción
Relación
P/E
2x1 3/8 -1 3/16x1 3/16
2x1 3/8 - 1 3/8x1 3/16
2x1 3/8 - 1 3/8x1 3/8
2 1/2x1 3/4-1 1/2x1 1/2
2 1/2x1 3/4-1 3/4x1 1/2
2 1/2x1 3/4-1 3/4x1 3/4
3x2 1/8 – 1 7/8 x1 7/8
3x2 1/8 – 2 1/8 x1 7/8
3x2 1/8 – 2 1/8 x2 1/8
1.380
1.680
1.980
1.336
1.652
1.957
1.454
1.714
1.974
Desplazamiento
bl/día por EPM
Motor
Bomba
4.54
6.21
4.54
7.55
4.54
8.90
10.96
14.52
10.96
17.94
10.96
21.36
21.75
31.34
21.75
36.94
21.75
42.53
Gasto
(bl/día)
751
913
1076
1452
1794
2136
2726
3213
3700
Velocidad
máxima
(EPM)
121
121
121
100
100
100
87
87
87
Bomba 12
Bomba Kobe Tipo D – Motor Doble y Bomba Simple
Diámetro de
Bomba y
Descripción
Relación
P/E
2x1 3/16x1 3/8-1 3/16
2x1 3/16x1 3/8-1 3/8
2 1/2x1 7/16x1 ¾-1 1/2
2 1/2x1 7/16x1 ¾-1 ¾
3x1 ¾ x 2 1/8 – 1 7/8
3x1 ¾ x 2 1/8 – 2 1/8
.407
.581
.411
.608
.449
.606
Desplazamiento
bl/día por EPM
Motor
Bomba
7.79
3.15
7.79
4.50
17.99
7.44
17.99
10.86
35.74
15.96
35.74
21.55
Gasto
(bl/día)
381
544
744
1086
1357
1874
Velocidad
máxima
(EPM)
121
121
100
100
87
87
Bomba 13
Bomba Kobe Tipo E
Diámetro de
Bomba y
Descripción
2 x 1 3/8
2 1/2 x 1 ¾
3 x 2 1/8
Relación
P/E
1.152
1.146
1.142
Gasto
(bl/día)
1311
2397
4015
Desplazamiento
bl/día por EPM
Motor
Bomba
18.35
21.15
37.35
42.81
66.32
75.76
208
Velocidad
máxima
(EPM)
62
56
63
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Bomba 14
Bomba Kobe Tipo D – Motor y Bomba Doble
Diámetro de Bomba y
Descripción
Relación
P/E
2x1 3/16x1 3/8-1 3/16x1 3/16
2x1 3/16x1 3/8-1 3/8x1 3/16
2x1 3/16x1 3/8-1 3/8x1 3/8
2 ½x1 7/16x1 ¾-1 1/2x1 ½
2 ½x1 7/16x1 ¾-1 3/4x1 ½
2 ½x1 7/16x1 ¾-1 3/4x1 3/4
3 x 1 3/4x 2 1/8 – 1 7/8x 1 7/8
3 x 1 3/4x 2 1/8 – 2 1/8x 1 7/8
3 x 1 3/4x 2 1/8 – 2 1/8x 2 1/8
.802
.976
1.150
.813
.976
1.196
.882
1.039
1.197
Desplazamiento
Gasto
bl/día por EPM
(bl/día)
Motor
Bomba
751
913
1076
1452
1794
2136
2726
3213
3700
7.79
7.79
7.79
17.99
17.99
17.99
35.74
35.74
35.74
6.21
7.55
8.90
14.52
17.94
21.36
31.34
36.94
42.53
Velocidad
máxima
(EPM)
121
121
121
100
100
100
87
87
87
En la mayoría de los casos la bomba para un pozo dado puede ser
seleccionada directamente de las especificaciones, antes mencionadas. En dichas
tablas, la primera columna enlista el diámetro de la bomba, que también
representa el diámetro de la tubería en que puede ser colocada. La segunda
columna indica la magnitud de la relación P/E. Estos valores son relacionados a la
presión superficial requerida para un levantamiento dado. Para limitar la presión
superficial a un máximo aceptable de 5000
se usa la siguiente regla
práctica.
(3.1)
La tercera columna de las tablas indica el máximo desplazamiento de la
bomba. Por experiencia de campo se recomienda diseñarlos para un 85% o
menos de la máxima capacidad de la bomba. Cuando dos o más diámetros de
bomba pueden ser usados, la primera con la máxima capacidad de bombeo de
fluidos (bajos valores de P/E) debe ser elegida. Esto es debido a que se requiere
menor presión del fluido motriz en la superficie para operar.
En la Fig. 4.30 se muestra el ejemplo del equipo superficial utilizado en el
Bombeo Hidráulico tipo pistón para un solo pozo.
209
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.30. Instalación Superficial para un Pozo con Bombeo Hidráulico
4.8.4. Gasto del Fluido Motriz.
El gasto del fluido motriz está en función de las eficiencias tanto de la bomba
como del motor y del desplazamiento por SPM (emboladas por minuto) de las
especificaciones de las tablas proporcionadas por los fabricantes.
q1= Desplazamiento del motor por SPM, bl/día por SPM.
Q´1 = Gasto teórico del fluido motriz, bl/día (q1 X SPM)
Q1 = Gasto real del fluido motriz, bl/díal
q4 = Desplazamiento de la bomba por SPM, bl/día por SPM
Q´4 = Gasto de producción teórico, bl/dia (q4 x SPM)
Q4 = Gasto de producción real, bl/día (Q4 = Q5 + Q6)
Q5 = Producción de aceite, bl/día
210
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Q6 = Producción de agua, bl/día
Q´1/Q1 = Eficiencia del motor
Q4/Q´4 = Eficiencia de la bomba
Los valores de q1 y q4 son obtenidos de las columnas 4 y 5 de las
especificaciones de las bombas. Representadas por las tablas mostradas
anteriormente. Una bomba hidráulica subsuperficial nueva tiene un motor con una
eficiencia aproximada del 95% y la bomba tiene una eficiencia arriba del 90%. Un
buen diseño práctico consiste en usar un 90% de eficiencia en el motor y un 85%
de eficiencia en la bomba y seleccionar una bomba que pueda operar abajo del
85% de su velocidad de bombeo.
Si la bomba está colocada abajo del empacador y consecuentemente el gas
producido está pasando a través de ella, la eficiencia debe ser calculada,
empleando la Fig. 4.31. Las definiciones descritas anteriormente pueden ser
ejemplificadas numéricamente como se indica a continuación:
Q4 = Q´4 (Q4/Q´4) = (q4 X SPM) (Q4/Q´4)
(4.2)
Q1 = Q´1/(Q´1/Q1) = (q1 x SPM)/(Q´1/Q1)
(4.3)
La eficiencia volumétrica total, Nu, se obtiene multiplicando la eficiencia de la
bomba por la eficiencia del motor, entonces:
Nu = (Q4/Q´4) x (Q´1/Q1) = (Q4/Q1) x (Q´1/Q´4)
Nu = (Q4/Q1) x (q1/q4)
(4.4)
4.8.5. Fricción en la Bomba.
La presión requerida en una bomba hidráulica para operar bajo condiciones
teóricas de operación (no carga) se muestra en la Fig. 4.32. Este nomograma
representa la caída de presión por fricción mecánica e hidráulica a través de la
bomba. La viscosidad del fluido motriz a la temperatura de fondo del pozo puede
ser obtenida empleando las Fig. 4.33 y 4.34.
211
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.31. Eficiencias Volumétricas Teóricas para Bombas de Tuberías de Revestimiento
Las conversiones de °API a gravedad específica pueden ser obtenidas con la
Tabla 4.1. Los valores obtenidos en la Fig. 4.32 representan el desplazamiento
total del émbolo (pistón), considerando un 100% de eficiencia de bombeo. Cuando
la proporción de los fluidos a través de la bomba es reducida por la carrera del
pistón o por el paso del gas, la fricción total puede ser, en algunos casos más baja
que la determinada en las gráficas. Esto es porque aproximadamente el 25% de la
fricción total es del fluido bombeado o del fluido de la bomba. Este valor no está
bien documentado para todas las bombas, pero puede usarse para estimar la
reducción de la fricción en la bomba debido al bombeo real de los fluidos. Una
ecuación de la forma de ∆P de la Fig. 4.32 es:
∆P = FEE + FPE
(4.5)
Donde:
212
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
FEE = Fricción en el motor = 0.75 ∆P
FPE = Fricción en la bomba = 0.25 ∆P
En el ejemplo mostrado en la Fig. 3.32, la ∆P es 216
, entonces:
FEE = 0.75 x 216 =162
FPE = 0.25 x 216 = 54
Suponiendo que se tiene una bomba de 2 1/2", de la Bomba 10, esto es una
bomba de 2 1/2" x 1 3/4" (Ia medida más grande puede ser de 2 1/2―) y está
operando al 100% de eficiencia de bombeo y es corregida a 54
. Pero
además se refiere a 2 1/2" X 1 3/4" -1 1/2", operando la bomba a 80% de eficiencia
de bombeo, el gasto Q4 puede ser menor que el usado para construir la gráfica.
Dado que la corrección de FPE es una cantidad pequeña, puede ser ignorada, ya
que el error involucrado de esta forma no es de consideración.
Si el FPE debe ser corregido, estará en proporción directa de los fluidos que
pasan a través de la bomba.
FPE = 0.25
(4.6)
Si el ejemplo de la Fig. 4.32 es una bomba de 2 ½ x 1 ¾ - 1 ½‖ (Bomba 10) y la
eficiencia de la bomba es de 80%.
FPE = 0.25 x 216 (7.44/10.86) (0.8) 29.6
La fricción total (real) de la bomba, es entonces:
FP = FEE + FPE
(4.7)
Donde:
FEE = 0.75 ∆P, de la Fig. 4.32
FPE = 0.25 ∆P x q4/q4 max, (Q4/Q´4), de la ecuación 4.6
Para el ejemplo anterior:
FP = (0.75) (216) + 29.6 = 191.6
Cuando la corrección de FPE es ignorada:
FP = ∆P
213
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.32. Presión Requerida para Operar una Válvula Hidráulica sin Carga
214
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.33. Viscosidad del Fluido Motriz a Temperatura del Fondo del Pozo
215
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.34. Viscosidad del Fluido Motriz a Temperatura del Pozo
4.8.6. Cálculo de las Presiones.
Las diferentes presiones, pérdidas por fricción y densidades de los fluidos
involucrados en el sistema CPF u OPF se muestran en las Figs. 4.35 y 4.36. La
presión ejercida por el fluido motriz en el motor es conocida como P1, en el
momento en que el motor descarga se le conoce como una P2. Cuando la bomba
descarga se tiene una P3 y la presión con que es llenada la bomba es una P4.
La Fig. 4.37 ilustra las áreas de las secciones transversales de una bomba
(Kobe) tipo A en la cual están involucradas las diferentes presiones (otras bombas
tienen diferente configuración). De esta forma se puede determinar la fuerza en el
desplazamiento o carrera del émbolo y asignar un signo (+) para las fuerzas que
actúan corriente arriba; de acuerdo a esto se tiene:
-P1AR – P2(AE-AR) + P1(AE – AR) – P3(AP – AR) +P4(AP-AR) +P1AR =0
(P1-P2)(AE – AR) - (P3-P4)(AP-AR) = 0
P1 – P2 – (P3 – P4)
=0
(4.8)
216
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
La fricción de la bomba, Fp no se muestra en la Fig. 4.37 debido a que no
opera contra el área. Esta es función de la velocidad de la bomba, del paso del
fluido en la bomba y de la fricción mecánica de la bomba. Dada su acción contraria
al movimiento, debe tener un signo negativo y la ecuación se puede representar
de Ia manera siguiente:
P1 – P2 – (P3 – P4)
La cantidad
– Fp= 0
(4.9)
es la relación del área neta de la bomba con respecto al
área neta del motor para este tipo de bomba, la relación corriente abajo y corriente
arriba es la misma. .
Dado que esta es una bomba de doble acción esta relación es también una
relación de volúmenes - desplazamiento de la bomba, con respecto al
desplazamiento del motor y es conocida como una relación ―bomba motor" o
relación de potencia (P/E). Para una bomba de acción simple se requiere
alrededor del 20% de fluido motriz adicional para realizar el desplazamiento hacia
abajo (para llenar la bomba) tal que su relación del volumen es diferente a su P/E.
Por esta razón, en las bombas de acción simple se refiere a la P/E como una
relación de presión. Las tablas de especificaciones listan valores numéricos de
P/E para cada capacidad de bomba.
217
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.35. Presiones y Perdidas por Fricción que Afectan el Bombeo Hidráulico en un
Sistema Cerrado
218
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.36. Presiones y Perdidas por Fricción que Afectan el Bombeo Hidráulico en un
Sistema Abierto
La ecuación algebraica que relaciona áreas de bombas con P/E es diferente
para diferentes tipos de bomba, tal que debe sustituirse P/E en la ecuación
anterior. En un sistema cerrado la ecuación general para las bombas hidráulicas
se presenta de la forma siguiente:
P1- P2 - (P3 - P4) P/E - FP = 0
(4.10)
Sustituyendo los valores correspondientes de P1, P2, P3 y P4 representados
en la Fig. 4.35.
(h1G1-F1+Ps) – (h1G1+F2+Ppr) – (h1G4+F3+Pfl-h4G4) P/E –Fp =0
219
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 4.37. Presiones que Actúan en una Bomba Kobe Tipo A
Para un desplazamiento ascendente, expresado en palabras es:
{Presión abajo del pistón motor} {Área efectiva del motor igual a 1} – {Presión en la
parte superior del pistón del motor} {Área efectiva igual a 1} – {Presión efectiva a
través del pistón de la bomba=descarga entrada} {Área de la bomba igual a P/E} –
{Fricción en la bomba} = 0
Resolviendo la ecuación anterior para Ps da:
Ps = F1+F2+Ppr+ Fp +[(h1-h4)G4 + F3 + Pwh] P/E
(4.11)
Algunas bombas tienen un término adicional en la ecuación que es una función
de (P2 - P3), pero éste término es casi siempre ignorado por que es muy pequeño.
De la Bomba 11 el término es:
220
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(P2 – P3)
= (P2 – P3)(0.07)
(4.12)
El valor de P2-P3 es comúnmente menor que 500
, por tanto,
multiplicando por 0.07 se tiene un valor de 35
(para el sistema abierto,
P2=P3) aunque este término se elimine.
Algunas bombas tienen diferente valor de P/E, tanto para un desplazamiento
ascendente como descendente. Cuando la diferencia es pequeña, un valor
promedio es dado en las tablas de las especificaciones; cuando este valor es
significativo se da un valor mejor y la bomba tendrá una restricción en el fluido
motriz en cualquiera de los desplazamientos (hacia arriba o hacia abajo), con el fin
de proporcionar esencialmente la misma presión de operación en ambas
direcciones.
La ecuación general para un sistema abierto (P2 = P3) se presenta de la
siguiente forma:
P1- P3- (P3 – P4) P/E - Fp = 0
(4.13)
Despejando P1, se tiene:
P1 = P3 + (P3 - P4) P/E + Fp
(4.14)
Su significado en palabras es:
{Presión en el fondo de la columna del fluido motriz} {Área efectiva del motor igual
a1} = {Presión en el fondo de la columna de retorno} {Área efectiva del motor igual
a 1} + {Presión efectiva a través del pistón de la bomba} {Área efectiva de la
bomba =P/E + Fricción de la bomba}
Recordando de nuevo la ecuación (4.14), se tiene
P1= P3 (1+ P/E) - P4 (P/E) + Fp
(4.15)
Su significado en palabras es:
{Presión en el fondo de la columna del fluido motriz} {Área efectiva del motor igual
a 1} = {Presión en el fondo de la columna de retorno} {Área efectiva del motor (=1),
más la bomba (= P/E)} – {Presión del fondo fluyendo (Pwf)} {Área efectiva de la
bomba =P/E} + {Fricción de la bomba}
De esta forma la ecuación ilustra que P3 está actuando tanto en el pistón de la
bomba como en el pistón del motor. Debido a esto, un incremento de presión en la
línea superficial de flujo, Pwh, causa un incremento (1+ P/E) en la presión
superficial de operación, Ps.
221
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Sustituyendo valores de P1, P2, P3 y P4 de la Fig. 4.36.
h1G1 – F1 + Ps = (h1G3 + F3 Pwh)(1 + P/E) – h4G4(P/E) + Fp
Reacomodando términos y despejando Ps:
Ps = (h1G3+F3+Pwh)(1+P/E) - h4G4 (P/E) + Fp + F1- h1G1
(4.16)
Donde, h4G4 = Pwf = Presión de fondo fluyendo.
La ecuación (4.16) puede ser escrita como se indica acontinuación:
Ps = (h1G3+F3+Pwh)(1 + P/E) - Pwf(P/E) + Fp - (h1G1 - F1)
(4.17)
La ecuación (4.16) y la (4.17) dan los mismos resultados, únicamente se
ordenan en forma diferente.
Para determinar la Ps primero se encuentra SPM, Fp, Q1, F1 y (F2 para el
sistema cerrado), G3 y F3. El procedimiento detallado es el siguiente:
(1) Después de determinar Q4, la eficiencia y el desplazamiento de la bomba (de
las especificaciones, bl/día por SPM) calcular SPM usando la ecuación (4.2).
(2) Seguir el procedimiento de la sección 4.8.5. para determinar Fp (usar la
viscosidad a la temperatura de fondo por medio de las Figuras 4.33 o 4.34) La
densidad relativa se encuentra en la Tabla 4.1.
(3) Después de obtener SPM, la eficiencia y el desplazamiento del motor (bl/día
por SPM) calcular Q1 usando Ia ecuación (4.3).
(4) Empleando las ecuaciones siguientes, determinar las caídas de presión por
fricción en las tuberías verticales (F1 y F2) para un sistema cerrado. Usar una
temperatura promedio de la columna de fluidos para calcular la viscosidad. La Fig.
4.33, incluye una escala de conversión de segundos Saybolt Universal y
Centistokes.
Ecuación para caídas de presión por fricción:
Pf =
222
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Donde:
Pf = Caída de presión por fricción (
).
L = Longitud de la tubería (pies).
D1 = Diámetro interior de la T.P. o de la T.R. en caso de flujo anular (pg).
D2 = Diámetro exterior de la T.P en caso de flujo anular o cero en caso de flujo
por la TP (pg).
µ = Viscosidad del flujo a condiciones medias de presión y temperatura (cp).
G = Gradiente del fluido a condiciones medias de presión y temperatura
(
).
q =Gasto de fluido (bl/día).
Para un diámetro dado de tubería, toda la expresión del primer paréntesis pasa
a ser una constante. La expresión del siguiente paréntesis es una constante para
calcular las pérdidas del fluido potencia, pero no para la tubería de retorno ya que
contiene una mezcla variable de fluido potencia y de producción.
(5) Calcular G3 usando la siguiente ecuación:
(4.18)
Donde:
Q4 = Q5 (producción de aceite) + Q6 (producción de agua)
(6) Usando la ecuación del paso 4 y Q4 (sistema cerrado) o Q3 (sistema abierto)
encontrar F3, donde la gravedad especifica de Q3 se obtiene dividiendo G3 por
0.433. La viscosidad se obtiene por:
v3 =
(4.19)
(7) Sustituyendo en la ecuación (4.10) o (4.11) se obtiene al valor de Ps.
Los pasos 5 y 6 pueden ser eliminados si se usan correlaciones de flujo
multifásico para determinar P3 (Pwf) pero en este capítulo se usan los incisos 5 y
6. Este procedimiento no considera producción con gas, pero es un procedimiento
conservador que puede proporcionar un diseño confiable, dentro de ciertas
limitaciones.
223
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(8) Calcular la potencia requerida en la bomba superficial y en la bomba
subsuperficial, empleando la fórmula siguiente:
hp= ∆p x q x 1.7 x
donde:
∆p, es la caída de presión en
q, es al gasto de líquido en bl/día.
TABLA 4.1
“Densidades Relativas y Gradientes de Presión”
°API
0
10 1.0000
.4331
11
.9930
.4301
12
.9861
.4271
13
.9792
.4241
14
.9725
.4212
15
.9659
.4185
16
.9593
.4155
17
.9529
.4127
18
.9465
.4099
19
.9402
.4072
20
.9340
.4045
21
.9279
.4019
22
.9218
.3992
23
.9159
.3967
24
.9100
.1
.9993
.4328
.9923
.4298
.9854
.4268
.9786
.4238
.9718
.4209
.9652
.4180
.9587
.4152
.9522
.4124
.9459
.4097
.9396
.4069
.9334
.4043
.9273
.4016
.9212
.3990
.9513
.3964
.9094
.2
.9986
.4325
.9916
.4295
.9847
.4265
.9779
.4325
.9712
.4206
.9646
.4178
.9580
.4149
.9516
.4121
9452
.4094
.9390
.4067
.9328
.4040
.9267
.4014
.9206
.3987
.9147
.3962
.9088
.3.
.9979
.4322
.9909
.4292
.9840
.4262
.9772
.4232
.9705
.4203
.9639
.4175
.9574
.4146
.9509
.4118
.9446
.4091
.9383
.4064
.9321
.4037
.9260
.4011
.9200
.3985
.9141
.3959
.9082
.4
.9972
.4319
.9902
.4289
.9833
.4259
.9765
.4229
.9698
.4200
.9632
.4172
.9567
.4143
.9503
.4116
.9440
.4088
.9377
.4061
.9315
.4034
.9254
.4008
.9194
.3982
.9135
.3956
.9076
224
.5
.9965
.4316
.9895
.4286
.9826
.4256
.9759
.4226
.9692
.4198
.9626
.4169
.9561
.4141
.9497
.4113
.9433
.4085
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.9248
.4005
.9188
.3979
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.3954
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.6
.9958
.4313
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.4282
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.4253
.9752
.4224
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.9554
.4138
.9490
.4110
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.4083
.9365
.4056
.9303
.4029
.9242
.4003
.9182
.3977
.9123
.3951
.9065
.7
.9951
.4310
.9881
.4279
.9813
.4250
.9745
.4221
.9679
.4192
.9613
.4163
.9548
.4135
.9484
.4108
.9421
.4080
.9358
.4053
.9297
.4027
.9236
.4000
.9176
.3974
.9117
.3949
.9059
.8
.9944
.4307
.9874
.4276
.9806
.4247
.9738
.4218
.9672
.4189
.9606
.4160
.9541
.4132
.9478
.4105
.9415
.4078
.9352
.4050
.9291
.4024
.9230
.3998
.9170
.3972
.9111
.3946
.9053
.9
.9937
.4304
.9868
.4274
.9799
.4244
.9732
.4215
.9665
.4186
.9600
.4158
.9535
.4130
.9471
.4102
.9408
.4075
.9346
.4048
.9285
.4021
.9224
.3995
.9165
.3969
.9106
.3944
.9047
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
.3941
.9042
.3916
.8984
.3891
.8927
.3866
.8871
.3842
.8816
.3818
.8762
.3795
.8708
.3771
.6654
.3748
.8502
.3725
.8550
.3703
.8498
.3680
.8448
.3659
.8398
.3637
.8348
.3616
.8299
.3594
.8251
.3574
.8203
.3553
.8155
.3632
.8109
.3512
.8063
.3492
.8017
.3472
.3939
.9036
.3913
.8978
.3888
.8922
.3864
.8666
.3840
.8811
.3816
.8756
.3792
.8702
.3769
.8649
.3746
.8597
.3723
.8545
.3701
.8493
.3678
.8443
.3657
.8393
.3635
.8343
.3613
.8294
.3592
.8248
.3571
.8198
.3551
.8151
.3530
.8104
.3510
.8058
.3490
.8012
.3470
.3936
.9030
.3911
.8973
.3886
.8916
.3862
.8850
.3837
.8805
.3813
.8351
.3790
.8697
.3767
.8644
.3744
.8591
.3721
.8540
.3699
.8488
.3676
.8438
.3654
.8388
.3633
.8338
.3611
.8289
.3590
.8241
.3569
.8193
.3548
.8146
3528
.8100
.3508
.8054
.3488
.8008
.3468
.3933
.9024
.3908
.8967
.3884
.8911
.3859
.8855
.3835
.8800
.3811
.8745
.3787
.8692
.3765
.8639
.3742
.8586
.3719
.8534
.3696
.8483
.3674
.8433
.3652
.8383
.3631
.8333
.3609
.8285
.3588
.8236
.3567
.8189
.3547
.8142
.3526
.8095
.3506
.8049
.3486
.8003
.3466
.3931
.9018
.3906
.8961
.3881
.8905
.3857
.8849
.3833
.8794
.3809
.8740
.3785
.8686
.3762
.8633
.3739
.8581
.3716
.8529
.3694
.8478
.3672
.8428
.3650
.8378
.3629
.8328
.3607
.8280
.3586
.8232
.3565
.8184
.3544
.8137
.3524
.8090
.3504
.8044
.3484
.7999
.3464
225
.3929
.9013
.3904
.8956
.3879
.8899
.3854
.8844
.3830
.8789
.3807
.8735
.3783
.8681
.3760
.8628
.3737
.8576
.3714
.8524
.3692
.8473
.3670
.8423
.3648
.8373
.3626
.8324
.3605
.8275
.3584
.8227
.3563
.8179
.3542
.8132
.3522
.8086
.3502
.8040
.3482
.7994
.3462
.3926
.9007
.3901
.8590
.3876
.8894
.3852
.8838
.3828
.8783
.3804
.8729
.3781
.8676
.3758
.8623
.3735
.8571
.3712
.8519
.3690
.8468
.3667
.8418
.3646
.8368
.3624
.8319
.3603
.8270
.3582
.8222
.3561
.8174
.3540
.8128
.3520
.8081
.3500
.8035
.3480
.7990
.3460
.3923
.9001
.3898
.8944
.3874
.8888
.3849
.8833
.3826
.8778
.3802
.8724
.3778
.8670
.3755
.8618
.3732
.8565
.3710
.8514
.3687
.8463
.3665
.8413
.3644
.8363
.3622
.8314
.3601
.8265
.3580
.8217
.3559
.8170
.3538
.8123
.3518
.8076
.3498
.8031
.3478
.7985
.3458
.3921
.8996
.3896
.8939
.3871
.8883
.3847
.8827
.3823
.8772
.3799
.8718
.3776
.8665
.3753
.8612
.3730
.8560
.3707
.8509
.3685
.8458
.3663
.8408
.3642
.8358
.3620
.8309
.3599
.8260
.3577
.8212
.3557
.8165
.3536
.8118
.3516
.8072
.3496
.8026
.3476
.7981
.3457
.3918
.8990
.3894
.8933
.3869
.8877
.3845
.8822
.3821
.8767
.3797
.8713
.3774
.8660
.3751
.8607
.3728
.8555
.3705
.8504
.3683
.8543
.3661
.8403
.3639
.8353
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.8304
.3596
.8256
.3576
.8208
.3555
.8160
.3534
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.3514
.8067
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.8022
.3474
.7976
.3554
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
46
47
48
49
50
51
52
53
54
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56
57
58
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60
.7972
.3453
.7927
.3433
.7883
.3414
.7889
.3395
.7796
.3376
.7753
.3358
.7711
.3340
.7669
.3321
.7628
.3304
.3587
.3285
.7547
.3259
.7507
.3251
.7467
.3234
.7428
.3217
.7889
.3200
.7967
.3451
.7923
.3431
.7879
.3412
.7835
.3393
.7792
.3375
.7749
.3356
.7707
.3338
.7665
.3320
.7624
.3302
.7583
.3284
.7543
.3267
.7503
.3250
.7463
.3232
.7424
.3215
.7385
.3198
.7963
.3449
.7918
.3429
.7874
.3410
.7831
.3392
.7788
.3373
.7745
.3354
.7703
.3336
.7661
.3318
.7620
.3300
.7579
.3282
.7539
.3265
.7499
.3248
.7459
.3230
.7420
.3214
.7381
.3197
.7958
.3447
.7914
.3428
.7870
.3408
.7826
.3389
.7783
.3371
.7741
.3353
.7699
.3334
.7657
.3316
.7616
.3298
.7575
.3281
.7535
.3263
.7495
.3246
.7455
.3229
.7415
.3212
.7377
.3195
.7954
.3445
.7909
.3425
.7865
.3406
.7822
.3388
.7779
.3369
.7736
.3350
.7964
.3332
.7653
.3315
.7612
.3297
.7571
.3279
.7531
.3262
.7491
.3244
.7451
.3227
.7412
.3210
.7374
.3194
.7949
.3443
.7905
.3424
.7861
.3405
.7818
.3386
.7775
.3367
.7732
.3349
.7690
.3331
.7649
.3313
.7608
.3295
.7567
.3277
.7527
.3260
.7487
.3243
.7447
.3225
.7408
.3208
.7370
.3192
.7945
.3441
.7901
.3422
.7857
.3403
.7813
.3384
.7770
.3365
.7728
.3347
.7686
.3329
.7645
.3311
.7603
.3293
.7563
.3276
.7523
.3258
.7483
.3241
.7443
.3224
.7405
.3207
.7366
.3190
.7941
.3439
.7896
.3420
.7852
.3401
.7809
.3382
.7766
.3363
.7724
.3345
.7682
.3327
.7640
.3309
.7599
.3291
.7559
.3274
.7519
.3256
.7479
.3239
.7440
.3222
.7401
.3205
.7362
.3168
.7936
.3437
.7892
.3918
.7848
.3399
.7805
.3380
.7762
.3362
.7720
.3344
.7678
.3325
.7636
.3307
.7595
.3289
.7555
.3272
.7515
.3255
.7475
.3237
.7436
.3221
.7397
.3204
.7358
.3187
.7932
.3435
.7887
.3416
.7844
.3397
.7800
.3378
.7758
.3360
.7715
.3341
.7674
.3324
.7632
.3305
.7591
.3288
.7551
.3270
.7511
.3253
.7471
.3238
.7432
.3219
.7393
.3202
.7354
.3185
4.8.7. Procedimiento para el Diseño de Equipo en un Pozo.
Este procedimiento sirve como una guía para seleccionar una instalación de
bombeo hidráulico y determinar la presión superficial de fluido motriz necesaria
para cada pozo. Un sistema central o unidades individuales de potencia de fluido
motriz pueden ser usados.
Procedimiento:
(1) Determinar la presión de fondo fluyendo requerida para el gasto deseado.
226
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(2) Decidir el tipo de instalación (abierto o cerrado) y si se ventea el gas o pasa por
la bomba.
(3) Determinar el desplazamiento de la bomba para producir el gasto deseado. Se
puede considerar una eficiencia de la bomba del orden de 80%.
(4) Seleccionar una bomba (tentativa) para manejar el desplazamiento requerido.
Generalmente más de una bomba puede manejar el gasto deseado. Normalmente
se intenta seleccionar una bomba tal que el desplazamiento deseado no sea
mayor al 85% de la máxima capacidad de la bomba.
(5) Verificar la velocidad de bombeo requerida.
(6) Determinar los requerimientos del fluido motriz considerando una eficiencia
volumétrica del motor del 80%.
(7) Determinar el volumen total del fluido de retorno y la presión ejercida por la
columna del fluido de retorno.
(8) Determinar las pérdidas de presión por fricción del fluido motriz en el
desplazamiento descendente.
(9) Determinar las pérdidas de presión por fricción de la columna de fluidos que
retorna a la superficie.
(10) Encontrar la presión de levantamiento del fluido de retorno (carga + fricción +
Pwh).
(11) Determinar la presión efectiva de la columna del fluido motriz (carga estáticafricción).
(12) Determinar las pérdidas de presión por fricción en la bomba.
(13) Determinar la presión de operación superficial del fluido motriz.
(14) Seleccionar una bomba triplex adecuada.
Ejemplo 4.1:
Determinar la presión de operación del fluido motriz dados los siguientes datos:
Q5 = 200 bl/día de 40°API
227
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Q6 = 100 bl/día de γw = 1.03
P4 = 600
h1 = 10 000 pie
PFL = Pwh = 75
Temperatura en el fondo del pozo = 180°F
Suponer:
Bomba 252016 (Bomba 7); sistema abierto paralalelo con la tubería de
inyección del fluido motriz de 2 7/8 pg. D.E. y tubería de producción de 2 3/8 pg
D.E. con gas venteado a la superficie por el espacio anular, por lo cual no se
requiere la RGA.
Solución:
De las especificaciones de la bomba se tiene:
q1 = 16.5 bl/día por SPM
q4 = 10. bl/día por SPM
P/E = 0.64
Q4 = Q5 + Q6 = 200 + 100 = 300bl/día
(1) SPM =
= 33.3
(2) De la Figura 4.33, la viscosidad para 40°API a 180°F (entre las líneas 11 y
12) es aproximadamente 1.5 centistokes. De Ia Tabla 4.1 la densidad relativa de
40°AP1 = 0.8251.
Por lo tanto de las especificaciones de la bomba la velocidad máxima de
bombeo es 51 SPM y el porciento de velocidad de bombeo = (33.3)/(51) x 100 =
65% con él % de densidad de bombeo entrando a la Fig. 4.32 en forma vertical
hasta intersectar con la viscosidad = 1.5 centistokes para saber si FPE es
despreciable, se puede analizar de la forma siguiente:
FPE = 0.25 ∆p(
x Q4/Q´4
228
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
FPE = (0.25)(380)(4.92/7.03)(0.68) = 45.21
Cuando FPE es menor a 50
despreciarlo.
, recomiendan los fabricantes de bombas,
Por lo tanto FPE = ∆p = 380
(3) Q1=
(4) Sustituyendo Q1= 711 bl/día, TP inyectora 2 7/8 pg y 1.5 centistokes de
viscosidad en la expresión del paso 4 se tiene:
F1 = (2)(10)(0.8251) = 17
y para: TPR = 1 1/4 pg, Q1 = 711 bl/día y 1.5 centistokes:
F2 = (32)(10)(0.8251) = 264
(5) G4 =
Donde; G6 = γw x Gw = (1.03)(0.433)
G4 = (
)
G4 =
(6) Gravedad específica de Q4
γ4 = 0.387/0.433 = 0.894
Suponiendo que la T superficial = 100°F la temperatura promedio
Tprom=(Ts+Tf)/2=140 °F y entrando a la Fig. 4.33 se obtiene la viscosidad
promedio del aceite γ1 = 2.1 centistokes
A la T promedio = 140°F y empleando Fig. 4.34 se obtiene γ6 = 0.46
centistokes, la viscosidad de γ4 es:
γ4 =
=1.55 centistokes
La caída de presión por fricción en las dos tuberías (de retorno y producción),
empleando la expresión de caídas de presión por fricción y con un gasto da 300
bl/día y γ = 1.55 despreciable:
229
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Por lo tanto F3 = 0
(7) P1 = h1G1 - F1 + Ps
P1 = (10000)(0.3574) - 17 + Ps
P1 = 3557 + Ps
P2 = n1G1 + F2 + Ppr
P2 = (10000)(0.35/4) + 264 + 30 = 3868
P3 = n1G4 + F3 +Pwh
P3 = (10000)(0.387) + 0 + 75 = 3945
P1 - P2 – (P3 – P4) P/E - Fp = 0
(Ps + 3557) - 3868 - (3945 – 600)0.7 - 380 = 0
Ps- 691 – (3345)(0.7)=0
Ps = 691 + 2342
Por lo tanto Ps = 3033
(8) Cálculo del HP requerido en la superficie.
HP = ∆p x Q x 1.7 x
HP = (3033)(711)(1.7)(
) = 36.6
(9) Cálculo del HP en Ia bomba subsuperficial.
HP = (3945 - 600) (300)(1.7)(
)
HP = 17.0
Ejemplo 4.2:
Calcule la presión de inyección del fluido de trabajo (Ps), empleando las
mismas condiciones del ejemplo 4.1, teniendo como datos adicionales conocidos:
R=200
y Ppr = 30
Suponer:
230
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Un sistema cerrado, el gas pasará por la bomba, con tubería inyectora de 2 7/8
pg, tubería de retorno da 1 1/4 pg como tubería de producción se utilizará el
espacio anular (7 pg) arreglo similar a la Fig. 4.15.
Seleccione la Bomba 9 para 2 1/2" x 1 7/16" x 1 1/4".
Solución:
De las especificaciones de la bomba se tiene:
q1 = 7.13 bl/día por SPM
q4 = 4.92 bl/día por SPM
P/E = 0.700
Dado que el gas pasará por la bomba se utilizara la Fig. 4.31 para saber el
desplazamiento requerido de la bomba (eficiencia). Por tanto si Pwf = 600
y
R=200
con un % de agua de 100/300 x 100 = 33.33% resulta una
eficiencia teórica de la bomba = 80%
Si se supone una eficiencia de la bomba debida al resbalamiento del 85%, la
eficiencia total de la bomba será a: Q4/Q´4 = 0.80 x 0.85 = 0.68
(1) SPM =
= 89.7
(2) De las especificaciones de la bomba, la velocidad máxima de desplazamiento
es de 100 SPM % de velocidad de desplazamiento real.
89.7/100 x 100 = 89.7
Entrando a la Fig. 4.32, con el valor determinado previamente de 1.5
centistokes y 89.7% da:
∆p x γ = (460)(0.8251)
Por lo tanto ∆p = 380
horizontalmente hasta el eje de las ordenadas se obtiene:
∆p = (410) (γr) y como γr = 0.8251
∆p = (410)(0.8251) = 338
como el FPE es pequeño (47
se desprecia; por lo que:
231
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fp = ∆p = 338
(3) Q1=
(4) En el paso (2) la viscosidad del fluido motriz fue calculada a la temperatura de
fondo, pero para ser más precisos en la determinación del factor de fricción en la
TP, es necesario calcular la temperatura desde el fonde hasta la superficie.
Suponiendo que la temperatura del fluido que retorna a la superficie es de
100°F se tendrá una temperatura promedio de
(180 + 100)/2 = 140 °F
de la Fig. 4.33 la viscosidad promedio del aceite = 2.1 centistokes a 140°F y
sustituyendo un gasto de 610 bl/día, densidad = 0.8251 y TP de 27/8 pg, en la
expresión del paso 4 se tiene:
F1 = 13
(5) De la Tabla 4.1 con 40°API, G1= G5 = 0.3574
G6 = 1.03 x 0.433 = 0.446
; G3 =
G3 =
= 0.367
(6) La densidad relativa de Q3 = 0.367/0.433 = 0.848
La viscosidad del agua γ6 a 140°F (de la Fig. 4.34) es = 0.46 centistokes.
γ3 =
γ3 =
= 1.92 centistokes
Sustituyendo Q1+ Q4 = 910 bl/día, γ3 = 1.92 centistokes, densidad = 0.848
para una TP de retorno de 2 3/8 pg, en la expresión de cáidas de presión por
fricción se tiene:
F3 = 73.61
(7) De los pasos (4) y (5): F1 = 13 y G1 = 0.3574
P1= h1G1 - F1 + Ps
P1 = (10000 x 0.3574) - 13 + Ps
232
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
P1 = 3561 + Ps
de los pasos (5) y (6), G3 = 0.367 y F3 = 73.61 entonces:
P3 = h1G3 + F3 + Pwh
P3 – (10000 x 0.367) + 73.61 + 75 = 3818.61
del paso (2); Fp = 338
y de los datos: p4= 600
y P/E= 0.64
Sustituyendo en la ecuación (4.13)
P1 - P3 - (P3 – P4)P/E - Fp = 0
(3561 + Ps) – 3818.61 - (3818.61 – 600) (0.64) - 338 = 0
Por lo tanto
Ps = 2655
Hp superficial = ∆p x q x 1.7 x
= (2655)(610)(1.7)(
)
HP = 27.53
HP bomba Subsuperficial = (3818.61 – 600)(300)(1.7)(
)
HP = 16.41
4.9. Aplicación del Bombeo Hidráulico tipo Pistón.
El bombeo hidráulico tipo pistón generalmente alcanza gastos de producción
en un rango de 135 a 15,000 BPD. Al aplicar el bombeo hidráulico tipo pistón se
tienen las siguientes ventajas:
1. Puede operarse en pozos direccionales.
2. Es de fácil adaptación para su automatización.
3. Fácil para agregar inhibidores de corrosión.
4. Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.
5. Puede alcanzar profundidades de hasta 5,500 m.
233
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
234
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Referencias Capitulo 4
 M.I. Gomez Cabrera José Ángel. ―Producción de Pozos 1‖. Facultad de
Ingeniería, UNAM, México 1985.
 M.I. Lucero Aranda Felipe de Jesús, ―Apuntes de Sistemas Artificiales de
Producción‖. Facultad de Ingeniería, UNAM, México 1985.
 Brown K. E ―The Technology of Artificial Lift Methods‖. Petroleum Publishing
Co. Volumen 2b, 1980.
 Petrie, H.L. and Smart, E. ―Jet Pumping oil Wells‖, World Oil, 1983.
235
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Capitulo 5
“Bombeo
Hidráulico Tipo Jet
(Chorro)”.
236
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
5.- Bombeo Hidráulico Jet (Chorro).
5.1 Planteamiento.
En el caso de Bombeo Hidráulico Tipo Jet, el método de levantamiento que
se utiliza en este SAP es similar al de Bombeo Hidráulico Tipo Pistón en cuanto al
principio de funcionamiento, a las instalaciones y equipos de superficie, la
diferencia principal es la bomba subsuperficial.
Los principales componentes de la bomba tipo jet son: la boquilla, la garganta y
el difusor, como se observa en la Fig. 5.1
Fig. 5.1. Componentes de la Bomba Tipo Jet
El bombeo subsuperficial jet (a chorro) es un sistema especial de bombeo
hidráulico, a diferencia del tipo pistón, no ocupa partes móviles y su acción de
bombeo se realiza por medio de transferencia de energía entre el fluido motriz y
los fluidos producidos.
Un ejemplo típico de una bomba subsuperficial tipo chorro se muestra en la Fig.
5.2. El fluido motriz entra por la parte superior de la bomba y pasa a través de la
tobera, donde su presión se convierte en una velocidad. La tobera descarga un
chorro dentro de la cámara de entrada de los fluidos del pozo, la cual tiene
comunicación con la formación. En la cámara de mezclado, que es de diámetro
más grande que el de la tobera, se mezclan los fluidos producidos y el fluido
motriz.
Al mismo tiempo que se efectúa la mezcla, el fluido motriz pierde energía que
es ganada por los fluidos del pozo. Después, la mezcla pasa al difusor, que es la
237
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
última sección de trabajo, en donde la energía que en su mayor parte es
conservada en forma de velocidad se convierte en presión estática; cuando esta
presión es mayor que la ejercida por la columna de fluidos en el espacio anular, se
establece el flujo hacia la superficie.
Fig. 5.2. Bomba Tipo Jet
Las ventajas de este sistema de bombeo son numerosas. Principalmente la
carencia de partes móviles que permite manejar fluidos de cualquier calidad, tanto
motriz como producido. Otra ventaja de este tipo de bombeo se tiene en la parte
compacta de la sección de trabajo que facilitan su instalación: la tobera, la entrada
a la cámara de mezclado y del difusor. Esto permite que el bombeo hidráulico a
chorro pueda adaptarse casi a cualquier profundidad en el pozo. Frecuentemente
se pueden obtener gastos más grandes que con un bombeo hidráulico
convencional con el mismo diámetro de tubería.
Existen dos características que limitan a este tipo de bombeo, primeramente se
necesita una presión de succión relativamente alta para evitar la cavitación y como
segunda desventaja la eficiencia mecánica es baja; normalmente requiere de una
potencia de entrada mayor que la de una bomba hidráulica convencional. Se ha
238
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
incrementado su empleo para pozos de gastos grandes y para pozos
contaminados. En la Fig. 5.3 se muestra un ejemplo de una Bomba Hidráulica Tipo
Jet y donde es colocada esta, en nuestra tubería.
Fig. 5.3. Bomba Hidráulica Tipo A
5.2. Tipos de Bomba Jet.
Las bombas subsuperficiales tipo chorro que se usan en el campo petrolero
son generalmente presentadas por Kobe y por Fluid Packed Pumps. El diseño
básico de estos fabricantes son muy similares, la principal diferencia es la forma
en que los fluidos son circulados dentro y fuera de la sección de trabajo.
La Fig, 5.3 ilustra una bomba "libre" marca Kobe, tipo A, con descarga en el
espacio anular y conectada en la tubería de revestimiento. El diseño A, se refiere a
un concepto relacionado a la trayectoria del fluido motriz y al de producción que se
ecuentran en la bomba. La Fig. 5.4 muestra una bomba "libre" marca Kobe, tipo B,
239
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
colocada en el fondo del pozo y con descarga en el espacio anular. La succión del
fluido en esta bomba, se lleva a cabo a través de un mecanismo colocado en Ia
entrada de la cámara, permitiendo que se use una cámara de mezclado grande y
también una tobera grande, para obtener así un gasto alto. La Fig. 5.5 muestra
bombas de fluidos colocadas en la TR con un tipo de ensamble semejante al
usado para cuando la bomba se encuentra en el fondo del pozo. Las
características del bombeo hidráulico tipo chorro, es que el diseño de la bomba
esta dirigido corriente arriba y los conductos de succión no tienen dirección para
un flujo inverso, es decir, el flujo es solamente en una dirección.
Fig. 5.4. Bomba Kobe Tipo B de T.R.
5.3. Teoría de las Bombas Jet.
5.3.1. Antecedentes.
El uso de agua por primera vez en el bombeo hidráulico a chorro se le acredita
a James Thomson en el año de 1852 en Inglaterra, J.M. Rankine desarrolló la
240
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
teoría del bombeo jet en 1870. Posteriormente fueron elaborados trabajos teoricos
por diferentes investigadores incluyendo notablemente a Lorenz (1910). Gosline y
O'Brien desarrollando un trabajo en 1933, con una discusión teórica basada en
pruebas de laboratorio.
Fig. 5.5. Tipos de Bombas Jet
5.3.2. Teoría General.
De la consideración efectuada por Gosline y O'Brien, refiriéndose a la Fig. 5.6,
se definieron los siguientes términos:
M=
(5.1)
q1 =
(5.1a)
241
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
R=
(5.2)
Fig. 5.6. Bomba Jet
Como una relación de continuidad se tiene:
q1 = Aj vj
(5.3)
q3 = As vs
(5.4)
q3 + q1 = At vt = q2
(5.5)
As + Aj = At
(5.6)
Igualando las ecuaciones (5.5) y (5.6) y despejando vt, se tiene:
vt =
(5.7)
De las ecuaciones (4.2) y (4.6) se tiene:
(5.8)
242
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Lorenz estableció que las pérdidas de carga, al efectuarse la mezcla de los
fluidos en la bomba, es proporcional al cuadrado de la diferencia de las
velocidades de los fluidos mezclados; por tanto, la pérdida de energía por unidad
de tiempo en la zona de la cámara de mezclado se expresa como:
L=
(5.9)
La energía por unidad de tiempo proporcionada por la tobera es:
Ej = q1 ρ (H1 – H2)
(5.10)
La energía por unidad de tiempo adicionada por los fluidos producidos es:
Es = q3 ρ (H2 – H3)
(5.11)
La pérdida de energía por unidad de tiempo debido a la resistencia por la
fricción en la parte interna da la cámara de mezclado es aproximadamente:
Ft = ρ Kt (q1 + q3)
(5.12)
Donde vt es la velocidad promedio de la ecuación (5.7) y Kt es el factor de
resistencia calculado de la misma manera que un flujo en tubería. Similarmente
para el difusor y la succión y en Ia tobera:
Fd = ρ Kd (q1 + q3)
(5.13)
Fs = ρ Ks (q3)
(5.14)
Fj = ρ Kj (q1)
(5.15)
La pérdida total de energía por unidad de tiempo debido la fricción es:
Ff = Ft + Fd + Fs + Fj
Sustituyendo las correspondientes ecuaciones:
Ff = ρKt (q1+q3)
+ ρKd (q1+q3)
+ ρKs (q3)
243
+ ρKj (q1)
(5.16)
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Simplificando la ecuación anterior se tiene:
Ff = ρ(Kt+Kd) (q1+q3)
+ ρKs (q3)
+ ρKj (q1)
(5.17)
Utilizando las ecuaciones (5.9), (5.10), (5.11) y (5.17), la potencia
proporcionada es igual al trabajo efectuado por unidad de tiempo más las pérdidas
por fricción en la mezcla.
q1ρ (H1–H2) = q3ρ (H2–H3) + q1ρ
+ ρKs (q3)
+ q3ρ
+ ρ(Kt+Kd)(q1+q3)
+ ρKj (q1)
+
(5.18)
Sustituyendo la ecuación (5.1) en la ecuación anterior y simplificando:
ρ(H1-H2) = Mρ (H2-H3) + ρ
+ ρ KsM
+ Mρ
+ ρ(Kt+Kd)(1+M)
+ρ
+
(5.19)
Si se desea expresar la Vs y Vt en términos de la velocidad en la tobera. De las
ecuaciones (5.4) y (5.1), se tiene que:
Vs =
(5.20)
A partir de las ecuaciones (5.3), (5.20) y (5.8) se obtiene:
Vs =
(5.21)
De las ecuaciones (5.7) y (5.1) se tiene:
Vt =
(5.22)
Sustituyendo la ecuación (5.21) y la ecuación (5.22) en la ecuación (5.19) y
eliminando términos queda:
(H1 – H2)
–
= M (H2 – H3) +
244
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(H1 – H2) = M (H2 – H3) +
(
(H1 – H2) = M (H2 – H3) +
)
}
Considerando la ecuación de Bernoulli para la potencia, la succión y Ia
descarga:
Potencia,
H1 =
(5.24)
Succión,
H3 =
(5.25)
Descarga
(5.26)
Tomando la diferencia entre las ecuaciones (5.24) y (5.25) da:
H1 - H3 = (1+Kj)
– (1+ Ks)
(5.27)
De Ia ecuación (5.27) y (5.21) se tiene:
H1- H3 = (1.+Kj)
- (1+ Ks)
(5.28)
Resolviendo la ecuación anterior para
=
(5.29)
Sustituyendo la ecuación (4.29) en la ecuación (4.23):
(H1 - H3) = M(H2 – H3)
Kd)
+
–
{ Kj + Ks
+ M[M
245
– R(1+M)] }
+
(Kt +
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Simplificando:
(H1 – H2) = M(H2 – H3) +
(Kt + Kd)
{ Kj + Ks
+ 1 - 2R(1+M) +
M
+
(
+
}
(H1 – H2) = M(H2 –H3) +
{ (1+Kj) + (1+Ks
2R – 2RM +
+ (Kt + Kd)
+
-2
+
+2
+
+
+
}
(H1 – H2) = M(H2 –H3) +
+ (Kt + Kd)
–2
–2
-2
{(1 + Kj) + (1+ Ks)
- 2R – 2RM - 2
+(
}
(H1 – H2) = M(H2 –H3) +
+ (Kt + Kd)
{(1 + Kj) + (1+ Ks)
– 2R(1 + M) - 2
+
(H1 – H2) = M(H2 –H3) +
+ (1+Kt + Kd)
(1 + M) }
{(1 + Kj) + (1+ Ks)
+ – 2R(1 + M) - 2
(1 + M) }
(5.30)
La ecuación (5.30) es ahora de la forma:
(H1- H2) = M(H2 –H3) + N(H1 - H3)
Donde:
246
(5.31)
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
N =[(1+Kj) + (1+Ks)
(
(1+M)] / [(1+Kj) – (1+Ks)
-2
- 2R(1+M) – 2R(1+M) -
+ (1+Kj+Kd)(
]
(5.32)
Reacomodando términos en la ecuación (5.31) dá:
1=
(5.33)
Nótese que,
(5.34)
Sustituyendo la ecuación (5.34) en la ecuación (5.33) se tiene que:
1=
(
)
(5.35)
Definiendo:
H=
Entonces:
1 = HM + (H+1)N = HM + HN + N
H=
(5.36)
Donde M está definido por la ecuación (5.1) y N por la ecuación (5.32).
La ecuación (5.32) muestra que los parámetros Kj, Ks, Kt, Kd y R son
características geométricas de la bomba, (5.1): donde M es función del flujo en la
bomba, de esta forma, de la ecuación:
M=
La ecuación (5.36), está entonces, como una función solamente de M para una
bomba dada. Además, en la aplicación de bombas hidráulicas de carga total
puede considerarse aproximadamente como una presión estática, de esta forma:
H=
= f(M)
(5.37)
En lo sucesivo, la carga total Hi puede ser considerada como una presión
estática, Pj. El significado físico del parámetro H puede verse como la relación de
247
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
la carga o presión proporcionada a los fluidos del pozo en la bomba por las
pérdidas de presión o carga que sufre el fluido motriz.
5.3.3. Eficiencia.
La eficiencia de una instalación de bombeo hidráulico tipo chorro está definida
como la relación de potencia ganada por los fluidos del pozo a la pérdida de
potencia del fluido motriz.
La potencia adquirida por los fluidos del pozo es:
(HP) q3 α q3(P2 – P3)
(5.38)
y la pérdida de potencia del fluido motriz es:
(HP) q1 α q1(P1 – P2)
(5.39)
De las ecuaciones (5.38) y (5.39) se tiene que la eficiencia es:
E=
(5.40)
Se observa que el término del lado derecho de la ecuación (5.40) es:
MxH=
Por tanto, la eficiencia es:
Eficiencia = E = MH =
(5.41)
5.3.4. Curvas de Comportamiento Adimensionales.
El comportamiento de bombas a chorro geométricamente similares, que se
encuentran operando para el mismo número de Reynolds está descrito por las
ecuaciones (5.32), (5.37) y (5.41). En la Fig. 5.7 se muestra una gráfica de H
contra M para diferentes valores de R. Las eficiencias son también graficadas
248
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
como una función de M respectivamente. Estas curvas fueron elaboradas usando
los coeficientes de pérdida establecidos por Gosline y O´Brien, es decir:
Kj = 0.15, Ks = 0, Kt = 0.28, Kd = 0.10
La relación de áreas seleccionada se basa en un rango de potencia
relativamente alto, con un gasto bajo de bombeo (relación A, R=0.410) para una
potencia relativamente baja y un gasto alto de bombeo (relación E, R =0.168).
Refiriéndose a la tabla 5.1 para varios diámetros de tobera y diferentes áreas de la
cámara de mezclado
TABLA 5.1 “Diámetros y áreas de toberas y cámaras de mezclado”
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Área de
tobera
0-00371
0.00463
0.00579
0.00724
0.00905
0.01131
0.01414
0.01767
0.02209
0.02761
0.03451
0.04314
0.05393
0.06741
0.08426
0.15033
0.13166
0.16458
0.20572
0.25715
Diámetro
No.
0.06869
0.07680
0.08587
0.09600
0.10733
0.12000
0.13416
0.15000
0.16771
0.18750
0.20933
0.23438
0.26204
0.29297
0.32755
0.36621
0.40944
0.45776
0.51180
0.57220
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Cámara de
mezclado
0.00905
0.01131
0.01414
0.01767
0.02209
0.02761
0.03451
0.04314
0.05393
0.06741
0.08426
0.10533
0.13166
0.16458
0.20572
0.25715
0.32144
0.40180
0.50225
0.62782
0.78477
0.98096
1.22620
1.53275
Diámetro
0.10733
0.12000
0.13416
0.15000
0.16771
0.18750
0.20963
0.23438
0.26204
0.29297
0.32755
0.36621
0.40944
0.45776
.51180
0.57220
0.64974
0.71526
0.79968
0.89407
0.99960
1.11759
1.24950
1.39698
La alta potencia de bombeo puede ser empleada en un pozo profundo con un
alto índice de levantamiento de fluidos. Nótese que el máximo punto de eficiencia
249
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
para una relación A ocurre cuando M = 0.5. Esto significa que para cada barril de
producción (q3) se proporcionan dos barriles de fluido motriz (q1). Con un alto
gasto de bombeo en cualquier otro trabajo como para pozos poco profundos y con
un ritmo de bombeo bajo puede ser aplicado y requerir solamente alrededor de 0.7
barriles del fluido de trabajo por cada barril de fluidos producidos maximizando la
eficiencia de M = 1.45.
Las curvas que se muestran en la Fig. 5.7 delinean solamente lo permitido en
los puntos de operación para una bomba tipo chorro, sin cavitación, con
coeficientes de pérdida y relación de áreas particulares.
Fig. 5.7 Gráfica de H vs M para Diferentes Valores de R
Ejemplo 5.1:
Dadas las siguientes presiones:
P1 = 6000
250
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
P2 = 3000
P3 = 1000
Encontrar M y las eficiencia para las relaciones A, B, C, D y E.
Solución:
De la Fig. 5.7, la relación de bombeo A con una presión de P1 = 6000
P2 = 3000
y P3 = 1000
, se tiene un valor de H igual a:
,
H=
y operando con M = q3/q1 , con un valor de 0.285 y una eficiencia de 19%.
Para una relación de bombeo B con las mismas presiones, H = 0.667, pero el
punto de operación de M = 0.16 con una eficiencia de 10.7%.
Las relaciones de bombeo C, D y E no tienen suficiente capacidad para las
características de bombeo en H=0.667.
5.3.5. Flujo en la Tobera.
La ecuación (5.29) puede ser arreglada de tal manera que se pueda determinar
la velocidad en la tobera:
vj = √
(5.42)
De la cual se tiene que:
q1 =vjAj = Aj√
(5.43)
La ecuación (5.43) indica qua al flujo a través da la tobera está en función de la
diferencia de carga (H1 - H3) y del gasto de succión (q3).
251
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Cunningham encontró que el flujo en la entrada de la tobera se comporta como:
q1 = Aj √
(5.44)
Donde el total de carga tiene que ser reemplazado por las presiones estáticas
como se hizo anteriormente. Se observa que la presión de descarga P2 no
interviene en la ecuación (5.44).
5.3.6. Cavitación.
De la ecuación (5.25) se observa que la presión Pa a la entrada de la cámara
de mezclado es siempre menor que la carga de succión H3 para un gasto mayor
que cero. De esta manera, si Pa es reducida abajo de la Pv (presión de vapor del
fluido al iniciar el bombeo) se presenta el fenómeno de cavitación. Debido a que
Pv, es la presión mínima que puede ser obtenida a la entrada de la cámara de
mezclado, el gasto de succión en este punto es el máximo que puede
considerarse un valor particular de la carga de succión H3.
Cuando se experimenta un valor de Pa menor que Pv por un incremento en el
flujo de la tobera, puede ser que se tenga mayor volumen de vapor a la Pv en el
fluido de succión. Además, el colapso de las burbujas de la cavitación en la
cámara de mezclado de la bomba causa daños severos debido al golpe de las
ondas y por la velocidad de los fluidos.
Cunningham y Brown demuestran, por medio de la siguiente ecuación, que el
límite del valor de M en el punto de cavitación es:
Mc =
√
(5.45)
Donde Pv es la carga por velocidad jet de la ecuación (5.29), e Ic es el índice
de cavitación determinado experimentalmente, por tanto:
De esta forma se tiene que:
Hv =
(5.46)
Sustituyendo Ia ecuación (5.46) en la ecuación (5.45) y simplificando:
252
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Mc =
√
√
(5.47)
Si Pv = 0; lo cual significa ue no hay liberación de gas
Mc =
√
√
(5.48)
Donde Ks=0; para los demás parámetros, diferentes investigadores
determinaron empíricamente el valor de Ic y que está comprendido entre 0.8 y
1.67, considerando 1.35 como un valor de diseño. Para valores de operación de M
menores que Mc no habrá cavitación. Cuando se experimenta un incremento del
valor de M hasta alcanzar Mc se tendrá cavitación en la entrada de la cámara de
mezclado y el comportamiento de la bomba puede desviarse del esperado
referente a las curvas H-M.
Ejemplo 5.2:
Dadas las siguientes presiones: P1 = 6000
1000
, verificar si existe cavitación.
, P2 = 3000
, y P3 =
En el ejemplo 5.1, para estos datos solamente las relaciones A y B pueden
manejar esta relación de cargas. Comprobar la cavitación por cálculos de Mc a
partir de la ecuación (5.48), para cada una de las relaciones.
Solución:
Haciendo Pv = 0
Para la relación A, R = 0.410 y para la B, R=0.328. Usando Kj = 0.15 de
acuerdo a como lo determinaron Gosline y O‗Brien y haciendo Ic = 1.35.
Utilizando la ecuación (5.48) se tiene que:
Relación A:
Mc =
√
√
√
√
Relación B:
Mc =
253
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
De esta forma el valor real de operación de M para este ejemplo fue de 0.285
para la relación A y 0.16 para la relación B y estos valores son menores que los
respectivos de Mc; por tanto el bombeo puede operar sin cavitación.
Ahora bien si P1 se incrementa a 8000
H=
Para este valor de H, solamente la relación E no es capaz de bombear.
Determinar M, eficiencia y los valores de Mc para las relaciones A, B, C y D
para la nueva presión del fluido motriz.
.
R = 0.410
Relación A:
M = 0.555 (de la Fig. 5.5)
E = 22.2%
Mc =
√
√
Como se observa el valor determinado de Mc es menor que M; por tanto, el
bombeo presenta cavitación.
.
R = 0.328
Relación B:
M = 0.605
E = 24.2%
Mc =
√
√
Como en este caso M es menor que Mc, no existe cavitación y además la
eficiencia es alta.
.
R = 0.262
Relación C:
M = 0.53
E = 21.2%
Mc = 0.934
254
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Nuevamente el valor de M es menor que el correspondiente de Mc y por tanto,
el bombeo no tiene cavitación, pero la eficiencia es baja y menor que en la
relación B.
.
R = 0.210
Relación D:
M = 0.245
E = 9.8%
Mc = 1.248
Esta relación es la que está más alejada del problema de presentar cavitación,
pero la eficiencia tiene una declinación significativa.
Para el ejemplo anterior se pueden concluir algunos aspectos importantes:
(1) Incrementándose la presión del fluido motriz, se puede llegar a tener una
relación de bombeo cercana al punto de cavitación.
(2) Para un valor dado de H, hay por lo menos una relación que da el máximo de
eficiencia, esta puede ser la relación que da el óptimo valor de M.
(3) Para los valores de P1, P2 y P3, las relaciones pequeñas pueden dar mejor
protección contra la cavitación. Por ejemplo H = 0.47 las relaciones A y B operarán
con la misma eficiencia y con igual valor de M, pero la relación B, puede tener un
valor alto de Mc debido al término (1-R/R) de la ecuación (5.47), físicamente esto
ocurre porque las relaciones pequeñas tienen mayor área en la cámara de
mezclado y por tanto, menor velocidad en la succión.
5.3.7. Efecto de la Contrapresión de Descarga.
Obsérvese la Fig. 5.7, en la cual se presenta el comportamiento de las curvas
para diferentes valores de R. Por ejemplo, para M=0.7 y H=0.265 el
comportamiento de las relaciones A y E son idénticas; sin embargo, se demostró
anteriormente que para casos semejantes las características de cavitación de las
bombas no son las mismas. Similarmente la respuesta a un cambio de presión de
descarga será diferente para las dos relaciones de bombeo. Considerando las
relaciones de bombeo A y E operando a las siguientes presiones:
255
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
P1 = 6000
P2 = 3000
P3 = 2205
De la ecuación (5.37):
Debido a esto, M = 0.7 para ambas relaciones de bombeo.
Si incrementamos en un 5% el valor de P2, se tiene que
Para H = 0.322, la relación A puede operar con un valor de M = 0.64 mientras
que la relación E opera solamente a un valor de H = 0.16. En el caso de la relación
A, un incremento de la presión de descarga del 5% da un incremento de 9% en M
y por tanto, para el gasto de producción, q3. Con la relación E, sin embargo, el
decremento en la producción es del 77% para el mismo incremento de presión de
descarga del 5%.
Sin embargo en la práctica, el Ingeniero incrementará P1 para recuperar la
pérdida de producción. Por esta razón, una forma más apropiada para interpretar
la sensibilidad de la contrapresión de las distintas relaciones es preguntarse;
cuanta presión extra tendrá el fluido motriz en la superficie para recuperar la
producción después de incrementos excesivos de la contrapresión.
Matemáticamente esta es la relación de cambio de P1 con respecto a P2,
permaneciendo constantes P3 y q3, esto es:
Sensibilidad a la contrapresión = X = (∫
∫
= constante.
En un reconocimiento de la Fig. 5.7, puede encontrarse que las curvas H - M se
aproximan a la forma de la línea recta:
H=I-mxM
(5.49)
Donde I es la intercepción del eje vertical y m es la pendiente de la línea, Fig. 5.8:
A partir de la ecuación (5.49), se tiene que
M=
(5.50)
256
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 5.8. Aproximación de las curvas de H - M
De las ecuaciones (5.1) y (5.50), se tiene:
(5.51)
Para una bomba dada, la ecuación (5.44) puede escribirse como:
q1 = √
(5.52)
Combinando la ecuación anterior con Ia ecuación (5.51) se obtiene:
q3 = √
)
(5.53)
Sustituyendo Ia definición de H, ecuación (5.37) en la ecuación
q3 =
√
)
la cual puede reacomodarse de la siguiente manera:
q3
=√
)
(5.54)
En esta ecuación, q3 está en términos de las dos presiones de interés, P1 y
P2. Siendo constantes m, K, I y P3.
257
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Tomando las derivadas parciales de cada lado de la ecuación anterior con
respecto a P2 y manteniendo constante q3:
0=
√
(
√
√
)
0=
0=
(
)
0=
(
)
0=
(
)
{
[
(
[
*
Pero se tiene que;
]}
(
)
]
)+
= H + 1, esto de la ecuación (5.34), por lo que se
establece lo siguiente:
*
0=
(
)
=
(
)
=
*
+
=
*
+
=
*
0=
(
)+ =
=
=
+
*
+
(5.55)
258
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
La ecuación (5.55) tiene varios aspectos importantes. Primero, para cualquier
valor de H, pequeños valores de l dan grandes incrementos de P1 con respecto a
los incrementos de P2.
Este es, para la relación E con I = 0.35 tendrá
∫
∫
para H a 0.265, mientras que la relación A tiene:
Con I = 1 siendo que
∫
∫
= 2.28.
Por tanto, la relación E puede requerir un incremento en P3 de 150 x 4.24 = 636
, para un incremento de P2 de 150
, usado en el ejemplo anterior.
Por otro lado, la relación A debe requerir un incremento de 150 (2.28) = 342
para mantener la misma producción.
Otra producción que se hace por medio de Ia ecuación (4.55) es que la
sensibilidad, X, es función de donde está operando la bomba para las curvas H-M
en particular. Tomando la relación E, se tiene que H = 0.35, entonces:
X = 3.86
pero si H = 0
X = 5.71
La Tabla 5.2 da los valores de X para distintas relaciones de R en su punto
máxima de eficiencia. I se determina por la intersección de la tangente a la curva
(H - M), en su punto de mayor eficiencia, con el eje vertical.
La Tabla 5.2 ilustra la importancia de minimizar la presión de descarga de la
bomba para emplear bajas potencias en la operación. Además, este debe ser
notado ya que cualquier dato erróneo del pozo puede afectar la presión de
descarga de la bomba, de manera semejante como el gradiente del fluido, la
contrapresión en la línea de flujo del pozo y la relación gas - aceite, darán mayores
errores en la predicción del comportamiento con relaciones pequeñas como E que
con relaciones grandes como con A.
259
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
TABLA 5.2
“Valores de X en el punto de máxima eficiencia”.
R
I
H
X
A
0.94
0.47
2.33
B
0.73
0.37
2.73
C
0.57
0.28
3.26
D
0.45
0.22
3.88
E
0.35
0.18
4.68
5.4. Diseño de Intalaciones de Bombeo Hidraulico Jet.
5.4.1. Toberas y Cámaras de Mezclado para la Aplicación en el Campo.
La capacidad de una bomba a chorro (jet) para un pozo en especial, el
diámetro de la tobera y Ia relación R pueden ser determinadas. De esta manera,
los rangos de producción pueden variar dependiendo del pozo, de 100 bl/día a
15000 bl/día, para esto se dispone de un rango considerable de toberas.
En la Tabla 5.1 se presenta un conjunto de toberas en la que se puede
observar que el incremento de áreas de una tobera a otra es de 25%. El rango del
tamaño de la tobera es tal que las más pequeñas podrían manejar de 200 a
300bl/día y la más grande puede manejar de 16000 a 18000 bl/día en un pozo
tipo. Desde luego que el flujo a través de cada tobera es función de P1 y P3, de su
área de flujo y de la densidad del fluido motriz.
La ecuación (5.44) puede reacomodarse de la siguiente manera, para
trabajarse con las unidades del campo:
q1 = 1214.5 Aj √
(5.56)
260
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Donde:
q1 (bl/día)
Aj (
)
P1y P3 (
)
γ = densidad relativa fluido motriz (agua = 1.0)
Kj = 0.15
Despejando Aj de la ecuación (5.56):
Aj =
(5.57)
√
La cámara de mezclado que se presenta en la tabla 5.1 son dispuestas en
orden creciente de su capacidad y son dimensionadas de la misma manera como
en el campo.
Siendo Y una tobera dada.
Se tiene que:
Tobera No. Y y cámara No. Y …………………………..Relación A,R = 0.410
Tobera No, Y y cámara No. (Y+1) ………………………Relación B,R = 0.328
Tobera No. Y y cámara No. (Y+2) ………………………Relación C,R.= 0.262
Topera No. Y y cámara No. (Y+3) ………………………Relación D,R = 0.210
Tobera No. Y y cámara No. (Y+4) ………………………Relación E,R = 0.168
Estas relaciones pueden ser para cualquier valor de Y de 1 a 20.
No todas las toberas y cámaras de mezclado son útiles para una tubería dada,
éstas son comúnmente empleadas en bombas independientes, dentro de las
cuales los diámetros son limitados por la restricción que se tiene en el paso a
través de la tubería. La Tabla 5.3 enlista los diámetros de las toberas para las dos
diferentes fabricaciones.
261
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
TABLA 5.3
“Diámetros de toberas más utilizados”.
Diámetro
nominal
de tubería
Kobe
Tobera
Fluid packed pump
1–9
3 – 11
Cámara de
mezclado
1 – 12 (tipo A)
3 – 14 (tipo B)
2½“
3 – 11
5 – 13
1 – 12 (tipo A)
5 – 17 (tipo B)
3”
5 – 13
7 – 15
5 – 16 (tipo A)
7 – 19 (tipo B)
2”
Tobera
4–9
4–7
4–9
4 – 12
4 – 12
4–9
4 – 12
4 – 16
4 – 18
Cámara de
mezclado
4-10
4-8
4-10 estándar
4-13 alto volumen
4-13
4-10
4-13 estándar
4-17 alto volumen
4-19 alto volumen
Ejemplo 5.3:
Si P1 = 5500
, P2 = 2500
y P3 = 1250
. ¿Qué produccón
puede obtenerse con una tobera número 7 y una relación A de bombeo?
Considerando una densidad relativa del fluido = 0.8 (agua = 1.0).
(1) Calcular q1 con la ecuación (5.56):
q1 = 1214.5 Aj√
q1 = 1214.5 (0.01414)√
= 1252 bl/día
(2) Calcular H con la ecuación (5.37):
H=
= 0.417
(3) Obtener M a partir de la Fig. 5.7:
M = 0.54
(4) Calcular q3, el gasto de producción, usando la ecuación (5.1):
M=
q3=q1 (M) = 1252 (0.54) = 676 bl/día.
262
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Ejemplo 5.4:
Si se desean producir 1000 bl/día con una presión (P3) de 650
y una
presión de descarga (P2) de 2000
, ¿cuál es la combinación de tobera y
cámara de mezclado para obtener la máxima eficiencia, sin producir cavitación, tal
que P1 sea menor que 7000
?, ¿cuál es la presión del fluido de trabajo
(P1)? y ¿cuál es el gasto del fluido motriz, q1? Considerando la densidad del
aceite igual a 0.8 (agua = 1.0), Ic = 1.35, Kj = 0.15 y Pv = 0.
(1) Determine H para la máxima eficiencia en cada relación de áreas. De la Fig.
5.7, se puede construir la siguiente tabla:
TABLA 5.4
“Valores de M, H y eficiencia para el ejemplo 5.4.
Relación
A
B
C
D
E
M
(máxima eficiencia)
0.475
0.675
0.900
1.150
1.425
H
(máxima eficiencia)
0.475
0.365
0.282
0.223
0.180
Eficiencia
(%)
22.6
24.6
25.4
25.6
25.6
(2) Utilizando la ecuación (5.37) y despejando P1:
H=
P1 =
[P2 (1+H) – P3]
(5.58)
(3) Usando la ecuación anterior, calcular los valores de P1 para cada H
determinada en el inciso (1).
Relación A: P1 = (
[2000 (1 + 0.475) - 650] = 4842
Relación B: P1 = (
[2000 (1 + 0.360) - 650] = 5750
Relación C: P1 = (
[2000 (1 + 0.282) - 650] = 6787
Relación D: P1 = (
[2000 (1 + 0.225) - 650] = 8000
263
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Relación E: P1 = (
[2000 (1 + 0.180) - 650] = 9500
Las relaciones D y E se excluyen porque P1 es mayor que 7000
.
(4) Usando la ecuación (5.48), calcular los valores de Mc y compararlos con los
valores de M obtenidos en el paso (1) para las relaciones A, B y C.
Relación A:
Mc = (
)√
x√
)√
x√
)√
x√
Mc = 0.495
Relación B:
Mc = (
Mc = 0.645
Relación C:
Mc = (
Mc = 0.881
Comparando los valores de Mc obtenidos anteriormente con los valores de M a
una máxima eficiencia, se observa que las relaciones B y C tienen cavitación,
mientras que la relación A no tiene. Por tanto, la eficiencia de la relación B a
M=Mc es 24.6% y la relación C a M = Mc es de 25.4%, mientras que la máxima
eficiencia obtenida con la relación A es de 22.6%.
(5) Calcular P1 para la relación C a M = 0.881, ya que en estas condiciones se
tiene la máxima eficiencia.
Partiendo de la Fig. 5.7, H = 0.31,
P1 = (
) [2000 (1 + 0.310) – 650] = 6355
(6) Calcular q1 a partir de M =·q3/q1 para la relación C:
q1 =
= 1135 bl/día
(7) Calcular Aj con la ecuación (5.50):
264
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
; Aj = 0.01106
Aj =
.
√
Refiriéndose a la Tabla 5.1, se observa que el diámetro de la tobera más
próxima a la calculada anteriormente es la No. 6.
5.4.2. Dimensionamiento de una Bomba Jet para un Pozo.
Hasta aquí solo se ha tratado a la bomba sin considerar los efectos qua varían
en el pozo, tales como el gradiente de presión causado por la columna de fluidos,
temperatura, relación gas-aceite, o la presión proporcionada por el fluido motriz o
limitaciones en el flujo.
La Fig. 5.9 muestra las presiones y las pérdidas por fricción que afectan a la
bomba jet en la instalación de un pozo. La Fig. 5.9 es básicamente una
combinación de la Fig. 5.6 y de la Fig. 4.35 y 4.36 del Capítulo 4. Una instalación
de bombeo tipo chorro es, por supuesto, siempre un sistema abierto del fluido
motriz.
El procedimiento para dimensionar una bomba para un pozo puede ser
determinado por varios caminos. Uno puede ser, por ejemplo, experimentar con
todas las combinaciones de tobera y cámaras de mezclado, las cuales están
enlistadas en la Tabla 5.1 a diferentes presiones del fluido motriz y ver que
combinación da la operación óptima para la producción deseada.
5.4.3. Cavitación y Porcentaje de Sumergencia en un Pozo.
Un procedimiento conveniente para estimar los límites en la cavitación para
una bomba jet en un pozo, involucra el concepto del "porcentaje de sumergencia".
Refiriéndose a la Fig. 5.9, se observa que el total de bombeo es h1 y el factor de
sumergencia es h3.
265
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 5.9. Presiones y Caídas de Presión por Fricción que Afectan el Bombeo Hidráulico Tipo
Jet
Definiendo el porcentaje de sumergencia (fh3) como:
fh3 =
(5.59)
Adicionalmente se observa que si G2 = G3:
= fh3
(5.60)
Suponiendo que la caída de presión por fricción en la tubería de retorno, F2 y
la contrapresión en la línea de flujo, Pwh, fueran omitidas.
De la ecuación (5.45) se tiene que:
Mc =
√
√
√
(5.61)
Y sabiendo que la ecuación (5.46) es:
266
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Hv =
Sustituyendo la ecuación (5.46) en la ecuación (5.61) se obtiene:
Mc =
√
(5.61a)
√
De la ecuación (5.60) se tiene:
P3 = fh3 P2
(5.62)
Sustituyendo la ecuación (5.62) en la ecuación (5.37) la expresión para H es:
H=
(5.63)
Despejando P1 de la ecuación (5.63):
HP1 – HP2 = P2 – fh3 P2
P1 =
P1 =
(P2 (1 – fh3) + H)
(5.64)
Ahora, se tiene una expresión para el porcentaje de sumergencia, fh3 en
función de R que es una característica geométrica de la bomba; Kj e Ic, son
coeficientes determinados experimentalmente y Mc que es el valor de M con el
cual inicia la cavitación.
Una tabla puede ser construida a partir de la ecuación (5.46), en la cual se
ilustra el porcentaje de sumergencia requerido para evitar la cavitación bajo
diferentes condiciones de bombas (diferente valor de M). Esto puede observarse
en el punto de máxima eficiencia para cada R, y en el 20% de eficiencia para cada
lado. Se tiene que Ic = 1.35 y Kj = 0.15, como se estableció anteriormente.
La Tabla 5.5 ilustra una de las principales limitaciones del bombeo a chorro en
un pozo, El porcentaje de Sumergencia (fh3) requerido para evitar la cavitación
está en función del valor de M de cada bomba que está operando. Con el valor de
Ic = 1.35 que fue usado para calcular los valores de la Tabla 5.5, entre el 30 y 40%
de sumergencia es requerido si Ia bomba es operada a su máxima eficiencia. Esto
es, en un pozo de 10000 pies de profundidad, se requiere de 3000 a 4000 pies de
fluido sobre la capacidad del bombeo en la succión para evitar la cavitación
267
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
cuando se opera a una eficiencia máxima. Pueden ser toleradas presiones bajas
en la entrada de la bomba si esta es operada a una potencia menor de su
eficiencia máxima (bajo porcentaje de sumergencia). Esto puede complicarse si se
sobrecarga la bomba para instalaciones donde se tienen bajos valores de M para
la misma producción.
Una regla común, derivada a partir de consideraciones semejantes es que en el
bombeo cerca de la eficiencia máxima, se necesita un mínimo de sumergencia
que es del 20%.
La fricción en la columna del fluido de retorno y la contrapresión en la línea de
flujo pueden incrementar este requerimiento. La ecuación (5.48) debe ser usada,
entonces, para contrarrestar la cavitación en un pozo específico.
TABLA 5.5
“(fh3) Porcentaje de sumergencia para evitar la cavitación”
E
A
R = 0.410
B
R = 0.328
C
R = 0.262
D
R = 0.210
E
R = 0.168
M
H
fh3
M
H
fh3
M
H
fh3
M
H
fh3
M
H
fh3
0.20
.320
.628
13.8
.375
.530
10.5
.475
.419
10.4
.605
.329
11.1
.780
.256
12.7
Máx
.475
.475
30.5
.675
.365
34.5
.900
.282
37.4
1.15
.228
39.6
1.425
.180
40.7
0.20
.655
.308
55.7
.965
.207
65.3
1.295
.155
69.4
1.66
.120
72.0
2.060
.097
73.0
5.4.4. Cálculo de la Presión de Entrada.
Considerando los daños que ocasiona la cavitación, es necesario tener una
forma de controlar la presión de entrada mientras la bomba está operando. Otros
tipos de equipo de bombeo artificial son perfeccionados de tal manera que puede
estimarse la presión de descarga después que la presión de entrada ha sido
calculada. De esta manera, la presión de descarga frecuentemente depende de un
gradiente de presión del flujo multifásico vertical, los cálculos para determinar la
presión de fondo requiere un proceso iterativo, mismos que se facilitan con las
computadoras. El diseño de una instalación de bombeo hidráulico tipo chorro, sin
embargo, evita estos cálculos.
Como se notó en la sección anterior, el gasto a través de la tobera no depende
de la presión de descarga de la bomba. Si la ecuación (5.56) se resuelve para P3,
la presión de entrada, resulta de la siguiente expresión:
268
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(5.67 a)
Como se indicó en la Fig. 5.9, P1 es igual a la presión de operación en la
superficie (Ps) más la carga hidrostática (h1 G1) menos las pérdidas por fricción
del fluido de la tubería de inyección (F1).
P3 = Ps + h1G1 – F1 -
(5.67 b)
Con la ecuación (5.67 b) se puede calcular la presión de entrada en la bomba,
siempre y cuando se pueda calcular la presión y el gasto del fluido motriz. Las
caídas de presión por fricción en la tubería de inyección y en la tubería de
producción se pueden obtener con la ecuación para caídas de presión por fricción
del capítulo 4.
Pf =
5.4.5 Procedimiento para dimensionar un pozo productor (sin gas).
a) Cálculo de los gradientes de la columna de los fluidos.
Debido a que el bombeo a chorro es esencialmente un sistema abierto de fluido
motriz, el gradiente del fluido de la columna de retorno debe ser determinado por
la mezcla del fluido motriz y el fluido producido. Si el fluido motriz es el aceite
producido y no se tiene agua, el gradiente de la columna del fluido motriz y el
gradiente de la columna de fluidos producidos es el mismo. Sin embargo, si se
tiene agua presente, tanto en el fluido motriz como en el fluido producido, el
gradiente de la columna de retorno puede depender del valor de M al cual está
operando la bomba. Específicamente.
G2 = 0.4331
[
]
donde: fw es el porcentaje de agua producida, pero debido a que q1 =
de la
ecuación (4.1), entonces:
G2 = 0.4331 [
]
269
(5.68)
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
En un cálculo inicial, cuando M es desconocido, se puede hacer M=1, entonces
se tiene lo siguiente:
G2 = 0.2166 [ (γ) + fwγw + (1 – fw) (γo)]
(5.69)
Siendo:
γ = Densidad relativa del fluido motriz (agua = 1.0)
γw = Densidad relativa del agua producida (agua = 1.0)
γo = Densidad relativa del aceite producido (agua = 1.0)
b) Relaciones con diferentes rangos.
La ecuación (5.37) puede ser desarrollada para incluir la columna del fluido
motriz y los efectos de la presión de operación en la superficie, se ven en la Fig.
5.9.
P1 = Ps + h1G1 – F1
(5.70)
P2 = h1G2 + F2 + Pwh
(5.71)
De las ecuaciones (5.37), (5.70) y (5.71) se tiene:
H=
(5.72)
–
Para un cálculo inicial, los términos de fricción F1 y F2, se pueden despreciar:
H=
(5.72a)
Como se observó anteriormente, P3 generalmente puede ser igual a un 20%
de P2, esto es:
H=
(5.73)
Despreciando Ia fricción:
H=
(5.73a)
Normalmente la presión de operación en la superficie, Ps, se encuentra entre
1000 y 4000
. Insertando estos valores en la ecuación (5.73a) y con los
270
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
datos del pozo h1, G1, G2 y Pwh, se puede hallar el rango de H dentro del cual se
podrán operar.
La Fig. 5.7 muestra las relaciones de las bombas dentro del rango de valores
de H; la Tabla 5.6 se incluye como un ejemplo para ilustrar la aplicación de varias
relaciones de áreas.
La contrapresión en la Iínea de flujo se ha considerado de 80
y G1 ha
sido dispuesta igual a G2, con un valor de 0.355
. La ecuación (5.73a)
se reduce entonces a:
H=
(5.74)
La Tabla 5.6 se construyó a partir de la ecuación (5.74) y se observa que el
levantamiento (bombeo) es 80% desde la profundidad a que se encuentra la
bomba.
TABLA 5.6
“Rangos de operación de los valores de M”
Profundida
de la bomba
(pies)
Presio de
Operación
(Ps) (
)
1000
2500
4000
1000
(pies)
2000
(pies)
5000
(pies)
8000
(pies)
H
R
H
R
H
R
H
R
0.45
0.17
0.10
ABC
ABCDE
ABCDE
0.82
0.31
0.19
A
ABCDE
ABCDE
1.95
0.74
0.46
--AB
ABC
3.08
1.17
0.72
----AB
c) Presión de operación.
Para una profundidad de colocación de la bomba de 2000 pies cualquiera de
las relaciones puede ser usada, dependiendo de la presión de operación (Tabla
5.6). En tal caso, la decisión de qué relación se debe emplear puede depender de
manera particular de la instalación que se tenga. Para minimizar el gasto del fluido
motriz q1, el ingeniero puede preferir el empleo de altas presiones de aquí
frecuentemente el operador puede preferir usar menor fluido motriz y llevarlo a
cabo a presiones altas (relación E) para minimizar el gasto del fluido motriz q1; de
esta manera se reduce la caída de presión por la fricción en la tubería y el
volumen de fluidos que son manejados se tratan en la superficie. Otros ingenieros
pueden preferir manejar grandes volúmenes de fluidos en la superficie y cambiar
271
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
equipo cuando se tengan decrementos asociados con presiones bajas de
operación (relación A).
Las pérdidas por fricción de los fluidos pueden ser menores con pequeños
volúmenes bombeados a alta presión, y el tratamiento y separación de la mezcla
en la superficie (fluido motriz y fluido producido) puede ser fácil. Sin embargo,
cámaras grandes de mezclado (pequeños valores de R) pueden ser consideradas
como más aceptable. El éxito predecible al emplear estas relaciones depende
fundamentalmente de los datos de presión del comportamiento del pozo.
d) Selección de una relación de áreas y tobera a partir de un valor de H.
Para un valor de Ps = 4000
y considerando un valor de M = 1, calcular
el valor de H con la ecuación (5.72a) despreciando la fricción F1 y F2. Con este
resultado para H, obtener la relación más eficiente R y M de la Fig. 5.7.
Este valor de M puede ser usado para corregir G2 de la ecuación (5.68) y
determinar los valores de F1 y F2.
La G2, F1 y F2 corregidas se incluyen en la ecuación (5.72) y se obtiene un
nuevo valor de H y M.
De la ecuación (5.1) se tiene:
q1 = q3/M
y de la ecuación (5.57), el área de flujo de la tobera es:
.
Aj =
√
A partir de la Tabla 5.1, seleccionar el diámetro de la tobera ligeramente menor
que la calculada y que necesita en primer lugar una presión de operación mayor
que el valor considerado de 4000
. El área de la tobera considerada puede
requerir una presión de operación más baja que la presión inicial considerada Ps.
e) Corrección de Ia diferencia entre el área calculada de la tobera y el tamaño de
Ia tobera disponible.
Las ecuaciones utilizadas son:
q1 =
√
272
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
[P2 (1+H) – P3]
P1 =
Restando P3 de ambos lados de la ecuación anterior, se tiene:
P1 – P3 =
+ P2 –
- P3 = P2 ( + 1) – P3 ( + 1)
P1 – P3 = ( + 1) (P2 – P3)
(5.75)
Sustituyendo la ecuación (5.75) en la ecuación (5.56) se tiene:
(
)
q1 = 1214.5 Aj √
(5.76)
De la ecuación (5.1):
q3 = Mq1
(5.77)
De la ecuación (5.76) y de la ecuación (5.77) se tiene:
(
q3 = M(1214.5) Aj √
)
(5.78)
Agrupando términos conocidos:
=M√
(5.79)
√
Definiendo:
θR =
(5.80)
√
El problema se ha reducido a determinar los valores de H y M que satisfaga la
ecuación (5.79) y que están contenidas en las curvas H-M para cada relación
particular de R. En la Fig. 5.10 se grafican valores de θR y de M para varios
valores de R, como esta grafica se tienen varías para diferentes valores.
273
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig. 5.10. Grafica de θR y M con diferentes Valores de R
Se calcula θR para el tamaño de la tobera seleccionada y se determina M y H
con las gráficas mencionadas anteriormente.
P1 se determina con la ecuación (5.58) y Ps, Ia presión de operación en la
superficie, es establecida por la ecuación (5.70).
Ps = P1 – h1G1 + F1
(5.81)
El gasto del fluido motriz, q1, se obtiene de la ecuación (5.1 a).
274
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Las correcciones obtenidas por este procedimiento generalmente no pueden
ser suficientes, tanto que en algunos casos necesitan recalcularse las densidades
de las columnas y las pérdidas por fricción.
Ejemplo 5.5:
Dados los datos siguientes:
Diámetro de la tubería de producción = 2 3/8 pg
Diámetro de la tubería de revestimiento = 7 pg
Profundidad de Ia bomba = 7600 pies
Presión de separación = 80
Presión en Ia línea de descarga = 80
Presión de fondo estática (Pws) = 1500
Índice de productividad (constante) = 0.2
Densidad del aceite = 41° API
Temperatura en la ―cabeza" del pozo = 110 °F
Temperatura de fondo = 167 °F
Producción de agua = 0.0%
Relación gas-aceite (RBG) = 300
Producción deseada = 200 bl/día
Seleccionar una bomba hidráulica jet apropiada, determinando el tamaño de la
tobera, la presión de operación en la superficie, el gasto del fluido motriz y la
potencia hidráulica
Primeramente considerar esta aplicación estableciendo que la relación gas
aceite es igual a cero, Para la bomba, considerar Vj = .15 Ic = 1.35
La Fig. 4.33 del Capítulo 4 indica una viscosidad para un aceite de 41 °API de
aproximadamente 2 centistokes a una temperatura promedio igual a 138 °F en la
tubería de inyección.
275
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Para bombear este pozo, no usa más que 500 a 600 bl/día de fluido motriz. La
ecuación del capítulo 4 de caída de presión por fricción muestra que la caída de
presión por fricción en la tubería da 2 3/8 pg con un gasto de 500 bl/día y una
viscosidad de 2 centistokes, es solamente de 2.95
. Para los
calculos iniciales los términos de fricción se pueden despreciar en la tubería de
inyección. También las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular que
son menores pueden ser despreciadas.
(1) Determinar H considerando Ps = 4000
El aceite de 41 °API tiene una gravedad específica de 0.8203 y un gradiente de
0.355
(de la Tabla 4.1, Capitulo 4) como no se tiene agua, entonces:
G1 = G2 = G3 = 0.355
De la Fig. 5.9 se tiene lo siguiente:
P1 = 7600 pies x 0.355
+ Ps (se desprecia F1).
P1 = 6698
Con la presión de fondo estática (Pws) igual a 1500
productividad J = 0.2 y la producción deseada de 200 bl/día.
P3 = 1500
–
el índice de
= 500
De la Fig. 5.9
P2 = 7600 pies x 0.355
+ 80 = 2778
H=
(2) Determinar la relación más eficiente para el valor da H calculado. De la Fig. 5.7
solamente las relaciones A y B pueden bombear efectivamente para una H =
0.581 o mayor, y en este rango la relación A es la más eficiente. Debido a que de
esta forma la eficiencia está declinando para una H = 0.581 o mayor, se tiene que
usar el valor más alto (cercano) a la Ps = 4000
, el cual minimiza H y
maximiza la aficiencia.
(3) Determinar H.
De la Fig. 5.7, para H = 0.581 y una relación A (R = 0.410), M = 0.370.
276
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(4) Determinar q1 y el tamaño de la tobera:
q1 =
,
= 541 bl/día
q1 =
y de la ecuación (5.57):
Aj =
;
Aj = 0.00512
√
De la Tabla 5.1, se obtuvo que las áreas de tobera más cercanas al valor
calculado correspondan a las toberas No 2 y No 3. La No 2 tiene menor área que
la que se necesita, por lo que se tendrá que operar a una presión mayor que Ps =
4000
. La tobera No 3 es la seleccionada.
Calculando θR:
θR =
= 0.540
√
De la Fig, 5.10, M = 0.335 para θR = 0.540
H = 0.615 para M = 0.335
De la ecuación (5.58):
P1 =
[2778 (1.615) – 500] = 6482
P2 = P1 – 7600 pies X 0.355
= 6482 – 2698 = 3784
(esto despreciando la fricción) y de esta manera: q1 =
; q1 =
Nota: Usando la ecuación (5.56) da q1 = 600 bl/día
La potencia requerida en la superficie es:
hp = 1.7 x
q1 x Ps, ecuación (4.18) del Capítulo 4.
hp = 1.7 x
(597) (3784) = 38.4
(6) Comprobación del punto de cavitación, ecuación (5.48):
Mc =
√
√
= 0.373
277
= 597 bl/día
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
como M = 0.335, en el diseño no se tiene cavitación.
Conclusión: Considerando aceite (sin gas), el pozo puede bombearse con una
bomba 3 a una presión superficial de 3784
usando 597 bl/día de fluido
motriz. Esto requiere de una potencia hidráulica de 38.4 hp en la superficie.
5.5. Bombeo Hidráulico Jet en un Pozo Cuando la Relación Gas – Aceite es
Mayor que Cero.
Cuando se tiene gas en solución en los pozos, se modifican los cálculos para la
aplicación del bombeo hidráulico tipo chorro y es conveniente considerar los
aspectos siguientes:
La primera consideración se refiere al tipo de ensamblaje usado en el fondo del
pozo. Sin gas, el ensamblaje tipo TR fue elegido por su simplicidad y bajo costo.
Con este tipo de instalación, sin embargo, todo el gas, disuelto y libre debe
conducirse a través de la bomba. Una alternativa es colocar una tubería de retorno
paralela y haciendo con este que el gas libre puede descargar por el espacio
anular. En este arreglo el bombeo puede, de forma principal, manejar solamente el
gas disuelto remanente a la presión de bombeo en el fondo del pozo.
En la práctica, sin embargo, la eficiencia de separación del gas libre de los
fluidos es difícil de producir. De cualquier forma, el gasto del fluido motriz para el
bombeo hidráulico a chorro puede ser incrementado para ayudar al bombeo del
gas libre, un procedimiento inadecuado pero que se usa frecuentemente, porque
con un bombeo reciprocante resulta que se tiene choques o golpes del émbolo,
con tendencia a reducir marcadamente el bombeo. Como consecuencia, algunas
instalaciones de bombeo hidráulico a chorro pueden emplear el tipo de ensamble
en la TR a la profundidad del pozo y de manera semejante la instalación puede
considerarse para este pozo.
Una segunda consideración es el efecto del gas sobre el gradiente de flujo
multifásico, pero en la práctica esto es complicado porque es posible que la
relación de producción debido al fluido motriz, (M) no sea constante para el
bombeo hidráulico a chorro.
Esto significa que la relación gas-liquido depende de M. Un problema similar se
manifiesta cuando existe la presencia de agua, ya sea de formación o del fluido
motriz. En tal paso la columna del % de agua en la tubería de retorno es función
278
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
de M, presentando de nuevo complicaciones de fricción, en el gradiente o cálculos
del flujo multifásico.
La comprensión de la cavitación llega a ser muy difícil de acuerdo a la cantidad
de gas que se tenga presente. En pruebas de laboratorio con agua, el inicio de la
cavitación es difícil de predecir y además es totalmente desigual. Similarmente, en
pruebas de laboratorio con aceite, es totalmente estable para presiones bajo el
punto de cavitación. El aceite (crudo) con gas en solución, sin embargo, puede
liberar continuamente gas tanto como la presión bajo del punto de burbujeo, en
términos del comportamiento del bombeo, esto genera un incremento gradual del
efecto de choque en la bomba, de acuerdo como la presión decrece análogamente
para generar cavitación. Debido a esto, la cavitación puede no tener lugar; sin
embargo, si de igual forma se tiene que hay una evidencia para indicar la
presencia del gas libre, entonces se reduce el efecto de daño.
Un problema final se presenta con la presencia del gas y está relacionado para
cuando se tienen presentes los efectos de la mezcla en dos fases y los efectos de
la presión de recuperación del bombeo hidráulico a chorro. Una gran cantidad de
gas libre asociado con la fase líquida puede ocupar alguna porción de la cámara
de mezclado, de tal manera que se incremente la velocidad de los fluidos. Esto
puede tener efectos significativos sobre la mezcla en la longitud de la cámara de
mezclado y sobre el término de fricción. Adicionalmente, el comportamiento del
difusor es difícil de predecir en un flujo de dos fases, particularmente con la
asociación indeterminada de los gastos en el cual el gas libre se encuentra en
solución. Todos estos efectos son sensibles y pueden variar considerablemente de
bomba a bomba dependiendo del fabricante.
Soluciones aproximadas pueden ser obtenidas; sin embargo, se debe ilustrar la
naturaleza de las técnicas de predicción analítica y se debe tener una estimación
razonable sobre la facilidad de uso del bombeo hidráulico a chorro y que potencia
se requiere.
Una suposición que se hace en primer lugar para una predicción razonable del
comportamiento del bombeo a chorro que presenta gas, es que el bombeo puede
producir gas y aceite en un pozo sobre un volumen base. Esta consideración es
solamente una aproximación, pero es razonablemente buena para obtener 10
partes del gas por una parte del líquido a las condiciones de fondo del pozo. La
Fig. 4.31 del capítulo 4 puede ser usada tanto para el bombeo a chorro como para
pozos con bombeo tipo pistón.
En este procedimiento, es considerado un valor para Ps, calculando H y
haciendo una corrección de M basado en la eficiencia volumétrica esperada,
279
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
obtenida en la Fig. 4.31. El efecto del levantamiento del gas en la columna de
retorno, sin embargo; puede cambiar marcadamente el valor de la presión de
descarga de Ia bomba (P2), esto hace que H cambie. El primer paso puede ser
que se calcule P2 usando una correlación apropiada del flujo multifásico o usar las
curvas del gradiente propuestas por Bown. Un valor arbitrario de M = 0.5 es
sugerido cuando se tiene gas presente, ya que de esta manera la eficiencia
volumétrica disminuye.
La relación gas - líquido en la columna del fluido de retorno es función de M ya
que está dada por:
RGL =
RGL =
RGL =
(5.82)
El porcentaje de agua en la columna de retorno esta dado por:
fw2 =
Para el aceite como fluido motriz:
fw2 =
(5.83)
Para el agua como fluido motriz:
fw3 =
(5.84)
Con los valores obtenidos de las ecuaciones (5.82), (5.83) y (5.84), puede ser
calculado al valor de H. Como en el caso que no se tenía gas, la Fig. 5.7 muestra
que la relación proporciona la mayor eficiencia para el valor calculado de H. Sin
embargo, este resultado de M puede ser multiplicado por el valor de la eficiencia
obtenida de la Fig. 4.31 del Capítulo 4, que da el valor real de M a la cual la
bomba está trabajando.
280
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
El valor de M obtenido, puede ser usado para recalcular los valores de los
parámetros en las ecuaciones (5.82), (5.83) y (5.84), con los gradientes de presión
del flujo multifásico, principalmente para mejorar la estimación de P2, H y M. Este
es un proceso iterativo que se repite hasta que el grado de precisión deseado es
obtenido. Generalmente, cuando se ajusta sucesivamente el valor de M con un 5%
es suficiente.
El diámetro de la tobera es seleccionado con base en el valor de M (cantidad
de líquido) por el significado de las ecuaciones (5.1a) y (5.50) para un caso sin
gas.
Estas son muchas fuentes potenciales de error en la secuencia de cálculo
descritas anteriormente, incluyendo imprecisión en los cálculos de la presión de
descarga de la bomba y las aproximaciones involucradas en el caso de la Fig.
4.31 del Capítulo 4. En suma, datos de campo imprecisos, particularmente la
relación gas - aceite, pueden reducir grandemente el resultado de los cálculos.
Por razones semejantes como las anteriores, los cálculos de diámetros deben
ser considerados, principalmente para hacer una estimación razonable y el
perfeccionamiento de θR en el uso de curvas no es necesario. Subsecuentemente
en las pruebas de campo, cambios de diámetros y relaciones pueden ser hechas
para determinar la combinación óptima. Para pruebas particulares en pozos es
más práctico con bombeo hidráulico a chorro que con bombeo hidráulico tipo
piston porque en la superficie es factible que las toberas y cámaras de mezclado
puedan ser cambiadas para determinada localización del pozo.
Ejemplo 5.6:
El diámetro de la tobera y de la cámara de mezclado es el mismo que el del
ejemplo anterior, pero con una relación gas – aceite de 300
.
(1) Considerando M = 0.5, de Ia ecuación (4.82):
RGL =
Si M =
; q1 =
; q1 =
= 400
(2) Si M = 0.5, q1 = 400
y empleando la ecuación de caída de presión por
fricción del capítulo 4, F1 = 2.00
. De esta manera:
P1 = 7600 pies x (0.355
) – (2
281
/ pies x 7.6) + 4000.
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
P1 = 6683
Observese que la fricción, F1, es solamente 15
y la variación de F con
respecto a M puede no ser tomada en cuenta en este caso.
(3) q1 + q3 = 400 + 200 = 600 bl/día
A partir de una correlación apropiada de flujo muitifásico:
P2 = 2760
(4) Considerando una variación lineal de IP (índice de productividad) de la
siguiente manera:
P3 = 1500
–
= 500
(5) H =
Observe que este valor es más bajo que el de 0.581 que se calculo para el
caso sin gas.
(6) A partir de la Fig. 5.7, el gas más el líquido M, para H=0.576, es M = 0.38
(relación A).
(7) De Ia Fig. 43.1 del Capítulo 4, usando la relación de solubilidad a condiciones
del yacimiento, la eficiencia volumétrica es 52%.
De esta forma, el valor de M (líquido) es:
M = 0.52 x 0.38 = 0.198
Nótese que a pesar del resultado bajo del valor de H, debido al efecto de
levantamiento del gas en la columna de retorno, el valor de M es menor que en el
caso que no se tiene gas.
(8) Recalculando RGL a M = 0.198:
RGL =
= 50
(9) Recalculando P2:
Para M = 0.198, q1 = 1010 bl/día y q1+q3 = 1210 bl/día.
A partir de una apropiada correlación de flujo multifásico:
282
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
P2 = 2800
H=
= 0.592
(10) M = 0.36, de la Fig. 5.7
M = 0.52 (0.36) = 0.187
Este valor de M es suficiente para poder continuar los cálculos usando:
M = 0.19, q1 =
= 1053
(11) A partir de la ecuación (5.56):
Aj =
= 0.0100
√
√
el diámetro de la tobera queda entre la número 5 y la 6, entonces debe ser
seleccionada la tobera de mayor diámetro. Esto conduce a una bomba jet con
relación A y tobera numero 6. El gasto del fluido motriz puede ser aproximado por:
q1 = 1214.5 Aj √
q1 = 1214.5 (0.01131) √
q1 = 1193 bl/día
(12) Verificación de la cavitación:
Mc =
√
√
= 0.3895
Mc = 0.389, que es mayor que el valor calculado para M =0.36 de acuerdo a
esto, el bombeo no presenta cavitación.
En realidad, los pozos que producen gas tienen menor tendencia a la
cavitación que los pozos que producen un líquido sin gas (fase gaseosa) como el
agua. Evidentemente, hay una forma de amortiguar el efecto que ocurre cuando el
gas libre pasa a través de la bomba. Adicionalmente se requieren trabajos
experimentales en esta área. La cavitación debe ser siempre verificada para pozos
que producen agua.
283
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
(13) Y de la ecuación HP = ∆P x q x 1.7 x
HP = 1.7 x
(1193 bl/día)(4000
)
HP = 81 hp
Obsérvese que este resultado es dos veces más que la potencia requerida que
cuando el gas no está presente. Las presiones de producción relativamente bajas
en la entrada de la bomba, principalmente se deben a un volumen de gas libre
que hace que disminuya la eficiencia de bombeo de líquido de la bomba. Al mismo
tiempo hay un aligeramiento de la columna de retorno por Ia producción de gas,
reduciendo la presión de descarga de la bomba. En algunas instalaciones de
pozos, la magnitud relativa de los choques de los efectos de levantamiento de gas
puede ser invertido, permitiendo el uso do pequeños valores de R y diámetros
pequeños de toberas. El siguiente problema ilustra lo antes expuesto.
Ejemplo: 5.7:
Dados los siguientes datos:
Diámetro de la tubería de producción = 2 7/8 pg
Diámetro de la tubería de revestimiento = 7 pg
Porcentaje de agua = 50 %
Relación gas - aceite = 300
/bl
Presión de fondo estática = 1920
Índice de productividad = 4 bl/día/
Presión en la cabeza del pozo = 120
Profundidad de asentamiento = 8000 pies
Temperatura en la cabeza del pozo = 110 °F
Temperatura en el fondo del pozo = 170 °F
Producción deseada = 800 lb/día (aceite + agua)
Gravedad específica del crudo = 41 °API
284
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
De esta forma, cuando el agua está presente, el uso del agua como fluido
motriz es una opción razonable. En la discusión de la sección sobre los efectos de
la presión de descarga, sin embargo, puede deducirse que, en general, el uso de
agua como fluido motriz puede, de manera principal, elevar las presiones de
operación. No obstante, la densidad de la columna del fluido motriz de un alto
valor de P1 para una presión de operación superficial dada, la densidad del fluido
de la columna de retorno más que esto puede incrementar la presión de operación
en 2 a 5 veces la presión en la descarga. Sin embargo, en el caso que no se
tienen pérdidas elevadas de fricción en la tubería, razones de seguridad, o
cualquier otra consideración, el aceite producido es el sugerido como fluido
motriz.
(1) Considerando M = 0.5, de la ecuación (5.82):
RGL =
= 50
(2) Si M = 0.5, q1 = 1600 bl/día y empleando la ecuación del capítulo 4 para
caídas de presión por fricción, F1 = 7.8
P1 = 8000 pies (0.355
P1 = 6778
) – (7.8 lb/
x
) + 4000
para una presión de operación superficial de 4000
(3) q1 + q3 = 2400 bl/día
Fw2 =
= 0.167, de la ecuación (5.83):
De los cálculos de flujo multifásico P2 = 2740
(4) Considerando un comportamiento lineal del índice de productividad, como se
hizo anteriormente,
P3 = 1920
(5) H =
–
= 1720
= 0.253
(6) A partir de la Fig. 5.7, M (líquido + gas) para H = 0.253 es M = 1,0 (relación C o
D).
(7) De la Fig. 4.31 del Capítulo 4, usando Ia relación de solubilidad del gas en el
aceite en el yacimiento y el agua producida, la eficiencia volumétrica es 100%.
285
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Esto significa que P3 = 1720
, el bombeo puede ser operado arriba del
punto de burbuja y no se pueden producir efectos de choque sin gas. .
(8) Recalculando P1 a q1 = 800 bl/día
F1 = 2.22
P1 = 8000 x 0.355 – (2.22 x 8) + 4000 = 6822
P1 = 6822
(9) Recalculando RGL a M = 1.0 de la ecuación (5.82):
RGL =
= 75
(10) Recalculando P2:
Para M = 1.0, q1 =·800 bl/día y q1+ q3 = 1600 bl/día y de la ecuación (5.83):
fw2 =
= 0.25
Empleando correlaciones de flujo multifásico P2 = 2669
agua producida.
para un 25% de
(11)Recalculando H:
H=
= 0.229
(12) De la Fig. 5.7, M (líquido + gas) para una H = 0.229 es M=1.1 (relación D).
A este punto en la interacción, es evidente que el cambio en M es suficientemente
pequeño que no requiere cálculos adimensionales con modelos de flujo multifásico
vertical. Entonces, considerando M=1.1
q1 =
= 727 bl/día
(13) A partir de la ecuación (5.57):
Aj =
= 0.00759
√
Esta área queda comprendida entre la tobera No. 4 y la No. 5. Seleccionar la
tobera más grande, el gasto del fluido motriz puede ser aproximado por:
286
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
q1 = 1214.5 (0.00905) √
= 867 bl/día
y la hp está dada por:
HP = 1.7 x
(867 bl/día) (4000
HP = 60 hp para una bomba jet con relación D y tobera No. 5.
Como el agua está presente, verificar por cavitación, usando la ecuación (5.48).
Mc =
Mc =
√
√
√
√
Mc = 1.80 (como es mayor que el valor de operación de M = 1.1 el bombeo no
presenta cavitación).
Los métodos ilustrados anteriormente son confiables para las ecuaciones
básicas que gobiernan el comportamiento del bombeo hidráulico a chorro Y,
consecuentemente, son más laboriosos. Los fabricantes de bombas tipo chorro
tienen que utilizar diferentes técnicas, involucrando una selección de gráficas,
nomogramas y programas por computadoras para predecir el comportamiento de
cualquier bombeo bajo diferentes condiciones del pozo. Técnicas semejantes
involucran coeficientes exactos para las perdidas, diámetros de toberas y cámaras
de mezclado, parámetros de la cavitación y correcciones en el comportamiento del
flujo multifásico. Frecuentemente en esos bombeos, especialmente cuando se
incluyen correcciones en el número de Reynolds, pueden ubicarse eficiencias
altas tanto como las que se establecieron en la primera parte de este capítulo.
En general, el procedimiento empleado en esas secciones, principalmente para
predecir el comportamiento del bombeo a chorro en un pozo dado, debe ser
suficientemente preciso para comparar este método de bombeo hidráulico con
otros métodos artificiales de producción.
Aunque en este capítulo se presentan suficientes gráficas y el procedimiento
para el diseño del sistema de bombeo a chorro es recomendable obtener las
soluciones por computadora. Los pozos deben ser seleccionados
cuidadosamente; en casos de que no se obtenga suficiente sumergencia, otros
métodos de bombeo deberán ser usados. No obstante, al grado de aplicabilidad
parece ser completamente bueno. Sin embargo, fue originalmente considerado
287
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
solamente para pozos con gastos altos, éste sistema también tiene que ser
considerado en algunos casos para pozos con volumen bajo.
Adicionalmente para este sistema, la experiencia teórica y práctica que se
tenga en el bombeo hidráulico puede incrementar el conocimiento para mejorar el
diseño de instalación y para seleccionar correctamente el pozo.
288
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Nomenclatura
Aj
= Área de flujo de la tobera.
As
= Área de la cámara de mezclado.
At
= Área de flujo total de la cámara de mezclado.
fw
= Fracción del agua de formación (%).
fw2
= Fracción del agua del fluido de la columna de retorno (%).
Ej
= Energía proporcionada por la tobera por unidad de tiempo.
Es
= Energía agregada al flujo de producción por unidad de tiempo.
Fd
= Pérdida de energía debido a la fricción por unidad de tiempo en el difusor.
Ff
= Pérdida de energía por fricción total por unidad de tiempo.
Fj
= Pérdida de energía por fricción en la tobera por unidad de tiempo.
Fs
= Pérdida de energía por fricción en el circuito de succión.
Ft
= Pérdida de energía por fricción de la cámara de mezclado.
F1
= Pérdida de presión del fluido motriz en la tubería de inyección
F2
= Pérdida de presión en el circuito de retorno
RGL = Relación gas – líquido
.
RGA = Relación gas – aceite
.
.
G1
= Gradiente del fluido motriz en la tubería de inyección
G2
= Gradiente del fluido de la columna de retorno
G3
= Gradiente del fluido de la formación.
g
= Aceleración de la gravedad.
H
= Relación adimensional de recuperación de carga.
HP
= Potencia (hp).
HPq1 = Potencia suministrada por el fluido motriz.
HPq3 = Potencia adicionada al fluido producido.
289
.
.
.
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
H1
= Carga total del fluido motriz.
H2
= Carga total del fluido de descarga.
H3
= Carga total del fluido de succión.
h1
= Profundidad de la colocación de la bomba.
h3
= Nivel del fluido sobre la succión de la bomba.
I
= Punto de intersección del eje vertical con la curva de aproximación H-M
en forma de línea recta.
K
= Constante.
Kj
= Coeficiente de pérdida en la tobera.
Kd
= Coeficiente de pérdida en el difusor.
Ks
= Coeficiente de pérdida en la succión.
Kt
= Coeficiente de pérdida en la cámara de mezclado.
L
= Pérdida de energía en la mezcla por unidad de tiempo.
M
= Relación de flujo adimensional q3/q1.
Mc
= Relación de flujo en el límite de cavitación.
N
= Variable usada para definir H.
P1
= Presión a la entrada de la tobera
P2
= Presión de descarga
P3
= Presión de succión
Pa
= Presión a la entrada de la cámara de mezclado
Pb
= Presión a la salida en la cámara de mezclado
Pwh
= Contrapresión en la línea de flujo
Pv
= Presión de vapor
q1
= Gasto del fluido motriz.
q2
= Gasto del fluido de producción, fluido motriz y fluido de succión.
.
.
.
.
.
.
.
290
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
q3
= Gasto de succión.
R
= Relación de áreas, Aj/At.
m
= Pendiente de aproximación a ―t‖, la línea recta de la curva H-M.
γ
= Densidad relativa del fluido motriz.
vj
= Velocidad del fluido en la tobera.
vs
= Velocidad del fluido en la succión.
vt
= Velocidad del fluido en la cámara de mezclado.
Y
= Número de toberas.
Hv
= Carga por velocidad del fluido motriz en la tobera.
fh3
= Porcentaje de sumergencia h3/h1.
Ρ
= Densidad del fluido motriz.
291
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
292
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Referencias Capitulo 5
 M.I. Gomez Cabrera José Ángel. ―Producción de Pozos 1‖. Facultad de
Ingeniería, UNAM, México 1985.
 M.I. Lucero Aranda Felipe de Jesús, ―Apuntes de Sistemas Artificiales de
Producción‖. Facultad de Ingeniería, UNAM, México 1985.
 Brown K. E ―The Technology of Artificial Lift Methods‖. Petroleum Publishing
Co. Volumen 2b, 1980.
 Petrie, H.L. and Smart, E. ―Jet Pumping Oil Wells‖, World Oil, Noviembre
1983
293
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Conclusiones y
Recomendaciones
294
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
CONCLUSIONES
1.- La Industria Petrolera sigue siendo una de las industrias más rentables en el
mundo, y lo seguirá siendo en varios años más, sin embargo esta industria tiene
retos, que lo ingenieros dedicados al trabajo del petróleo tenemos que afrentar,
pues los yacimientos con producción de hidrocarburos fácil, cada vez son menos,
lo cual implica un continuo reto, para la industria petrolera el poder seguir
obteniendo hidrocarburos cada vez más complicado del subsuelo, es
indispensable para seguir siendo una industria tan rentable como lo es.
2.- Anteriormente los yacimientos aportaban grandes cantidades de hidrocarburos
con solo implementar un pozo petrolero, es decir la energía con la que contaba el
propio yacimiento era capaz de hacer llegar los hidrocarburos desde el fondo del
pozo hasta la superficie, lo que se conoce como energía propia del yacimiento,
estos pozos fluyen gracias a la Presión de Fondo Fluyendo, la cual es la presión
con la que nuestro yacimiento cuenta y es esta misma presión la que hace salir los
fluidos hasta la superficie. Pero esa energía de los pozos se va terminando, y es
este precisamente uno de los grandes retos que afronta hoy día la Industria
Petrolera Mexicana. Debido a que la mayoría de nuestros pozos ya ah pasado la
etapa de producción natural o la producción por energía propia del yacimiento, es
necesario recurrir a métodos de levantamiento artificial de hidrocarburos también
llamados Sistemas Artificiales de Producción (SAP).
3.- La tarea de hacer producir un yacimiento de forma rentable, responsable, y
eficiente no es solo es cuestión de una rama si no de varias disciplinas que deben
trabajar en conjunto para determinar las formas, y lo mejor para cada yacimiento
para lo cual deben trabajar en conjunto, tanto Ingenieros de yacimientos, de
Perforación de Producción así como Geólogos y otras ramas de la ingeniería
deben intervenir para lograr aprovechar al máximo la energía con la que cuenta el
yacimiento y así poder obtener una buena explotación, además estas mismas
disciplinas deben de intervenir en conjunto en una planeación adecuada para
decidir si se usara o no un SAP y cuál de ellos se debe implementar en cada pozo.
4.- También hay que tener en cuenta que el que un pozo sea fluyente no significa
que no deba ser considerado para algún tipo de sistema artificial en un tiempo
dado.
5.- El método más eficiente para determinar que tanto nos puede producir de
fluidos nuestro yacimiento y hasta que tiempo nosotros podremos producir
hidrocarburos sin necesidad de utilizar un SAP es el comportamiento de afluencia
295
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
o el método de Vogel, que utiliza las curvas de IPR para poder determinar los
diferentes gastos, conforme vaya bajando la presión del yacimiento, el cual nos
determinara en qué punto es necesario utilizar un SAP.
6.- El mejor método (SAP), es el que aumenta al máximo la ganancia es decir el
más rentable, el que maximiza la producción y disminuye los costos y que no
obliga a cambiar de sistema durante cierto tiempo de explotación; se debe
considerar que el SAP debe estar en función de las condiciones de la producción
que prevalece. La selección del método del SAP para una cierta aplicación está
basada en los resultados de un análisis técnico y económico. Para cada
aplicación, ciertos métodos tendrán un mejor desempeño que otros. Normalmente
en casos reales, las características de cada método y la producción condicionan y
limitan las posibles opciones.
7.- Un método que se ha aplicado como estándar en México es el Bombeo
Neumatico que resulta ser muy funcional para plataformas marinas, ya que otros
como el bombeo mecanico no se puede instalar en plataformas marinas debido a
su tamaño, puesto que México cuenta con muchos hidrocarburos en zonas
marinas es un buen SAP que conviene estudiarlo bien para poder implementarlo,
ya que es muy utilizado.
8.- El bombeo Neumático es el SAP más utilizado en nuestro país, fue de los
primeros en implementarse en México y aproximadamente un 40% de los pozos
que utilizan Sistemas Artificiales de Producción en México lo hacen con BN.
9.- Diversos factores intervienen en el diseño de una instalación de BN; uno de los
primeros, es que el pozo esté produciendo, en flujo continuo o en flujo
intermitente. Otro factor que influye en el diseño es el conocimiento de cuál tipo de
flujo es mejor, este límite presenta muchas dificultades para el diseño de la
instalación.
10.- Con el Bombeo Neumático Continuo tienes: pocos problemas al manejar
gran volumen de sólidos, manejo de grandes volúmenes en pozos con alto IP,
muy flexible para cambiar de continuo a intermitente, discreto en localizaciones
urbanas, sin dificultad para operar pozos con alta RGL, la corrosión usualmente no
es adversa y es aplicable en costa afuera.
11.- Las Desventajas que presenta el Bombeo Neumático continuo son:




Formación de hidratos y congelamiento del gas.
Problemas con líneas de superficie obstruidas.
Experiencia mínima necesaria del personal.
Dificultad para manejar emulsiones.
296
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP


Disponibilidad del gas de inyección.
La TR debe de resistir presiones elevadas.
12.- El Bombeo Hidráulico Tipo Pistón nos permite tener buena flexibilidad sobre
rangos de producción, puede ser operado en pozos direccionales, es de fácil
adaptación para su automatización también para agregar inhibidores de corrosión,
además es adecuado para el bombeo de crudos pesados y puede instalarse en
áreas reducidas como plataformas o en áreas urbanas.
13.- El método más completo que existe para el bombeo hidráulico tipo pistón es
el sistema de inyección en circuito cerrado es el método más completo. Ya que en
este sistema, el fluido motriz retorna a la superficie independientemente del aceite
producido, fluyendo nuevamente hasta el tanque almacenador y formándose así
un circuito cerrado; este se logra por medio de una tubería adicional que va
alojada en un dispositivo mecánico llamado ― Cámara de Fondo ", instalada en el
fondo del pozo.
14.- Las perdidas por fricción en la bomba y en la tubería son muy importantes en
el bombeo hidráulico y es importante considerarlas en nuestros diseños pues si no
lo hacemos podemos llegar a tener problemas con nuestra instalación, por ellos es
necesario calcularlo y también es necesario seguir mejorando las perdidas por
fricción tratándolas de hacer lo mínimo posible pues esto haría más eficiente el
sistema.
15.- El bombeo hidráulico tipo pistón generalmente alcanza gastos de producción
en un rango de 135 a 15,000 BPD.
16.- Las ventajas del bombeo neumático a chorro son numerosas. Principalmente
la carencia de partes móviles que permite manejar fluidos de cualquier calidad,
tanto motriz como producido. Otra ventaja de este tipo de bombeo se tiene en la
parte compacta de la sección de trabajo que facilitan su instalación: la tobera, la
entrada a la cámara de mezclado y del difusor. Esto permite que el bombeo
hidráulico a chorro pueda adaptarse casi a cualquier profundidad en el pozo.
Frecuentemente se pueden obtener gastos más grandes que con un bombeo
hidráulico convencional con el mismo diámetro de tubería. Existen dos
características que limitan a este tipo de bombeo, primeramente se necesita una
presión de succión relativamente alta para evitar la cavitación y como segunda
desventaja la eficiencia mecánica es baja; normalmente requiere de una potencia
de entrada mayor que la de una bomba hidráulica convencional. Se ha
incrementado su empleo para pozos de gastos grandes y para pozos
contaminados.
297
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
17.- Aunque en este capítulo se presentan suficientes gráficas y el procedimiento
para el diseño del sistema de bombeo a chorro es recomendable obtener las
soluciones por computadora. Los pozos deben ser seleccionados
cuidadosamente; en casos de que no se obtenga suficiente sumergencia, otros
métodos de bombeo deberán ser usados. Fue originalmente considerado
solamente para pozos con gastos altos, éste sistema también tiene que ser
considerado en algunos casos para pozos con volumen bajo.
298
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
RECOMENDACIONES
1.- Lo primero que se debe hacer para poder producir un yacimiento petrolero de
manera eficiente es determinar qué tipo de yacimiento tenemos, y que tipos de
empuje están presentes en nuestro yacimiento, pues con esto podremos efectuar
un buen plan de explotación, para utilizar de la mejor manera posible los factores
para una explotación primaria y así sacar el mayor beneficio de la energía propia
del yacimiento.
2.- Aunque en un inicio nuestro pozo sea fluyente hay que considerar desde un
principio la implementación de un SAP, esto debido a que la energía del
yacimiento se terminara tarde o temprano, por lo cual no debemos esperar hasta
que se termine para comenzar a pensar en el SAP adecuado, por ello desde un
inicio podemos ir viendo que opciones de SAP son las más viables para cada uno
de nuestros pozos. Para lo cual debe de participar un grupo de varias disciplinas
en esta tarea.
3.- Una vez que se ha decidido la implementación de un SAP, el siguiente paso y
el más importante es determinar cual SAP se va a instalar para lo cual existen
parámetros los cuales nos ayudaran a la selección del sistema artificial de
producción. Hay que comparar aspectos como la eficiencia hidráulica, flexibilidad,
confiabilidad, profundidad, monitoreo, manejo de gas, etc. De las cuales podemos
mencionar:




La habilidad para manejar el gasto deseado sobre el tiempo requerido al
menor costo sobre la vida del proyecto.
Se necesita estimar y comparar las condiciones económicas que resulten
del sistema específico.
La localización es un factor de peso sobre el capital de inversión y los
costos de operación. Localidades remotas requieren de una operación
sencilla, duradera, servicio de mantenimiento y reparaciones fáciles. Para
instalaciones marinas también se requiere periodos de operación largos y
bajos costos por recuperación de equipo.
Determinar si la instalación va a ser en tierra o en plataformas marinas. Si
la instalación es en plataforma marina la aplicación estándar es el bombeo
neumático. Cualquier otro método podrá ser elegido si cuenta con ventajas
económicas y operativas.
299
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP


Una vez que se haya seleccionado el sistema artificial se requiere de los
diseños para conformar los equipos necesarios para ser instalados en el
campo.
Todos estos y otros factores deberán ser revisados y discutidos con un
análisis económico para determinar que SAP utilizar.
4.- Una vez que se haya determinado y seleccionado uno o más métodos para
una cierta aplicación, la próxima fase involucra:




La determinación de escenarios operacionales (teniendo la profundidad,
gastos de flujo, caballos de fuerza, etc.).
Especificación del equipo del pozo y elementos o componentes de este.
Definición de los mecanismos de control de fallas.
Definición de la estrategia de monitoreo al ser adaptado.
5.- Para determinar la instalación de BN adecuada las características del pozo, el
tipo de terminación, tal como agujero descubierto, así como la posible producción
de arena y la conificación de agua y/o gas son condiciones de vital importancia
que influyen en el diseño de una instalación. Para determinar el tipo de instalación
inicial que se use, se debe decidir en función del comportamiento futuro del pozo,
incluyendo el decremento de la presión de fondo fluyendo y del índice de
productividad.
6.- Para hacer una correcta instalación de un Bombeo Neumático Intermitente, es
necesario considerar los siguientes factores:











Tipo de instalaciones.
Profundidad de colocación de la válvula superior.
Presiones disponibles y colocación de las válvulas.
Gradiente de descarga y espaciamiento de las válvulas.
Diferencia entre la presión de apertura de la válvula operante y la carga del
fluido a bombearse en la tubería de producción.
Diámetro del asiento de Ia válvula.
Porcentaje de Recuperación.
Volumen de gas necesario para el bombeo neumático intermitente.
Frecuencia del ciclo de bombeo y tiempo de estabilización de la presión.
Tipo de válvulas usadas en el bombeo neumático intermitente.
Inyección de gas a través de un solo punto de inyección o bien a través de
puntos múltiples.
7.- El éxito o el fracaso de cualquier instalación de bombeo neumático, radica
casi exclusivamente en el personal que Ia maneja. Aunque las válvulas de BN se
300
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
han perfeccionado al grado de que son por lo menos parcialmente automáticas,
las instalaciones requieren estrecha vigilancia tanto en la etapa de descarga como
durante el período de ajustes, hasta que la inyección de gas se haya regulado
debidamente.
8.- En el Bombeo Hidráulico Tipo Pistón, debemos de tener muy en cuenta y
calcular de manera adecuada las caídas de presión debido a la fricción en la
bomba y en la tubería, si lo despreciamos podríamos tener grandes errores, que
afecten nuestro diseño por eso hay que saber bien cuáles son las caídas de
presión debido a fricción.
8.- La capacidad de una bomba a chorro (jet) para un pozo en especial, el
diámetro de la tobera y Ia relación R pueden ser determinadas. De esta manera,
los rangos de producción pueden variar dependiendo del pozo, de 100 bl/día a
15000 bl/día, para esto se dispone de un rango considerable de toberas, es
necesario saber muy bien que tobera vamos a utilizar dependiendo del gasto que
necesitamos ya que si no, podríamos tener problemas con el fluido que
manejaremos.
10.- En este trabajo se muestran los pasos para el diseño de cada uno de los
sistemas, pero se debe de tener cuidado con el uso de de estos procedimientos,
no debemos dar nada por sentado y debemos calcular todo lo descrito en los
diferentes procedimientos para diseño. En esta tesis se muestran los diseños para
BN y BH tanto tipo pistón como tipo Jet. Es necesario que antes de diseñar un
SAP, entre un grupo especializado de diferentes materias se determine cuál es el
SAP más adecuado dependiendo de las características de cada pozo. Es bueno
recordar que cada pozo es diferente y hay que conocerlo a detalle para saber cuál
es el SAP más adecuado.
301
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Anexo A
Crudos Pesados
En México la producción nacional de crudos pesados y altamente viscosos se
incrementará en forma muy importante en México cada vez contamos con más y
nuevas reservas de crudos pesados, anteriormente este tipo de reservas no era
producido pues se prefería invertir en otros tipos de crudo, más ligero lo que hacía
más fácil su producción, pero cada vez se vuelve más necesario producir todos
nuestros recursos petroleros con lo que contamos y es necesario producir crudos
pesados.
En el ámbito mundial, es ahora cada vez más difícil hacer a un lado el recurso
de aceite pesado, el cual se estima constituye del orden de 6 trillones de barriles in
situ, o sea del orden de tres veces el de las reservas mundiales de hidrocarburos
in situ de todas las otras fuentes de hidrocarburos ligeros y gas. Se estima que a
nivel mundial, las reservas de crudos pesados corresponden aproximadamente al
equivalente del triple de las reservas combinadas de aceite y gas convencionales
(Oilfield review, 2006), sin embargo, su producción es limitada por los altos costos
y la falta de infraestructura adecuada.
El crudo pesado se produce típicamente en yacimientos que tienden a ser
someros localizados en formaciones geológicamente jóvenes: pleistoceno y
mioceno, en el caso de México, el crudo pesado se produce en la formación del
cretácico. Estos yacimientos poseen sellos menos efectivos, exponiéndolos a
condiciones que conducen a la formación del petróleo pesado.
La biodegradación es la causa principal de la formación del petróleo pesado.
Los hidrocarburos pesados provienen de la degradación de hidrocarburos ligeros
(30 - 40 °API). A lo largo de la escala de tiempo geológico, los microorganismos
degradan los hidrocarburos ligeros e intermedios, produciendo metano e
hidrocarburos pesados. La biodegradación produce la oxidación del petróleo,
reduciendo la relación gas-aceite e incrementando la densidad, la acidez, la
viscosidad y el contenido de azufre y de otros metales. A través de la
biodegradación, los crudos pierden además una importante fracción de su masa
original. Generalmente contienen cantidades mayores de azufre, metales y
asfaltos que el promedio; además de grandes cantidades de metales como el
vanadio.
302
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Para poder extraer de forma eficiente estos aceites pesados, es necesario
conocer al detalle las características que presenta nuestro yacimiento, como en
los demás yacimientos antes de explotar debemos analizar todas las
características posibles, para determinar el mejor plan de explotación a seguir. En
el caso particular del crudo pesado es necesario conocer muy bien las
características del crudo. En el caso del crudo pesado la densidad y la viscosidad
del aceite son las propiedades que determinan los requerimientos de operación y
diseño de las instalaciones de producción.
El petróleo puede presentar un amplio rango de densidades y viscosidades, en
función de las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra. Al ser la
viscosidad más afectada por la temperatura en comparación con la densidad, esta
última se utiliza como parámetro estándar para clasificar al petróleo.
La densidad se define usualmente en término de grados API comparándola
con el agua mediante la gravedad específica; mientras más denso es el petróleo
más baja es la densidad API. Si los grados API son mayores a 10, el aceite es
más ligero que el agua.
La viscosidad del aceite a las condiciones del yacimiento, es la propiedad más
significativa que determina la factibilidad del flujo desde el yacimiento hasta la
superficie, y por lo tanto puede ser la variable limitante durante la producción y la
recuperación del crudo. Cuanto más viscoso es el petróleo, mas difícil resulta
producirlo.
Es precisamente estos dos parámetros, que son la densidad y la viscosidad los
que no ayudan a determinar los crudos pesados crudos menores de 10°API y
viscosidades altas son considerados crudos pesados.
Por lo general, mientras más pesado o denso es el petróleo crudo, es decir
mientras más pesado sea el crudo menor es su valor económico. Los crudos
pesados pueden contener mayores concentraciones de metales y otros
elementos, lo que requiere más esfuerzos y erogaciones para la obtención de
productos utilizables y la disposición final de los residuos.
Sin embargo la creciente demanda energética aunada a la declinación de la
producción de la mayoría de los yacimientos de petróleo convencionales, está
dirigiendo haciendo que la industria petrolera mundial busque nuevas tecnologías
para la explotación de petróleo pesado.
303
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Clasificación de Crudos Pesados.
1.- Crudos Pesados
El departamento de Energía de los Estados Unidos de Norteamérica (DOE, por
sus siglas en ingles), define al petróleo pesado como aquel que presenta
densidades API entre 10 y 22.3 grados. Esye físicamente es espeso y viscoso Fig.
A.1.
Fig A.1. Ejemplo de un Crudo Pesado
2.- Crudos Extrapesados
Los crudos con API entre 7 y 10 grados, se clasifican como extrapesados,
ultrapesados o superpesados porque son más densos que el agua. Son móviles a
condiciones de yacimiento, e incluyen los aceites pesados contenidos en
depósitos que poseen algunos de los parámetros de roca y liquido que se
mencionaron anteriormente para operaciones de recuperación térmica. Sin
embargo, se requiere implementar algunas mejoras para lograr la recuperación
térmica, Fig A.2.
304
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig A.2. Ejemplo de un Crudo Extra Pesado
3.- Bitumen
Poseen una densidad menores a 7 °API, μ >10,000 [cp], no son móviles a
condiciones de yacimiento. El termino bitumen se utiliza para describir el aceite
más pesado de los espectros de aceites pesados.
El termino bitumen también puede aplicarse a una mezcla viscosa natural
conformada principalmente por hidrocarburos más pesados que el pentano con
posible contenido de compuestos de azufre y que en su estado viscoso natural no
es recuperable a través de un pozo. El bitumen, es un sólido a temperatura
ambiente y se ablanda fácilmente cuando se calienta.
Este generalmente puede estar presente en arenas bituminosas, con lo cual es
difícil que este pueda tener una buena movilidad en el yacimiento como se ve en
la Fig A.3.
305
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig A.3. Ejemplo de Bitumen
Producción de Crudos Pesados
Al iniciar la producción de un aceite pesado, se presenta una considerable
caída de presión a lo largo de todos los nodos del sistema integral de producción.
Esto se debe principalmente a que su alta viscosidad impide la continuidad del
flujo.
El flujo multifasico se ve involucrado principalmente por dos fases distintas; la
fase liquida y la fase gaseosa. En la fase liquida la viscosidad y la densidad, son
las propiedades que afectan a la presión; mientras que en la fase gaseosa, son la
densidad, la compresibilidad y solubilidad en la fase liquida. Además, en ambos
casos se tiene un efecto por las fuerzas que ejercen ambos como son la tensión
interfacial y la tensión superficial.
Actualmente los métodos de recuperación de crudo pesado están basados
principalmente en la temperatura. Esto se debe a que la propiedad clave del fluido,
es decir la viscosidad depende significativamente de la temperatura; cuando se
calienta el crudo pesado éste se vuelve menos viscoso lo cual le permite la
facilidad de desplazarse primero desde el yacimiento hacia la tubería de
producción y posteriormente a través de la tubería de producción hasta la
superficie.
306
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Cada crudo pesado, extrapesado y bitumen posee su propia relación de
temperatura - viscosidad, pero todos siguen la tendencia de la Fig A.4,
reduciéndose la viscosidad al aumentar la temperatura. Los métodos de
producción primaria (aquellos que no requieren un agregado de energía) pueden
ser utilizados cuando la viscosidad del crudo pesado en condiciones de yacimiento
es lo suficientemente baja como para permitir que el crudo fluya a regímenes
económicos. Los métodos asistidos térmicamente se utilizan cuando el crudo debe
ser calentado para fluir.
Fig A.4. Relación de la Viscosidad y la Temperatura de los Crudos Pesados
Algunos de los métodos que se utilizan para ayudar en el yacimiento al
desplazamiento de los fluidos de yacimiento al fondo del pozo son los siguientes:
1.2.3.4.5.-
Combustión in situ.
Desplazamiento por vapor de agua.
Drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD).
Inyección de agua caliente.
Inyección de aire de principio a fin (toe-to-heel-air-injection, THAI).
307
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
1.- Combustión in situ.
También conocida en inglés como fireflooding, es un método de movilización
de crudos de alta viscosidad, conformado por pozos múltiples en el que un frente
de combustión, iniciado en un pozo de inyección de aire se propaga hasta un pozo
de producción. Este proceso se basa en el principio de calentar los hidrocarburos
a altas temperaturas (la debe ser en principio superior a la temperatura original del
yacimiento y tan grandes como se puedan generar), dentro del yacimiento,
utilizando una parte de ellos como combustible, y el calor generado para reducir
significativamente la viscosidad del crudo remanente, facilitando su producción. El
calentamiento se realiza mediante la inyección de aire caliente durante un tiempo
determinado (este tiempo se determina desde que se inyecta el aire hasta que el
primer pozo inicia su producción). Durante el proceso de combustión in situ, el
oxígeno reacciona con el combustible, produciendo dióxido de carbono y agua,
liberando calor. La cantidad de calor generado varía con la composición de los
hidrocarburos pesados que sirven como combustible.
La reacción de combustión se mantiene mediante la inyección continua de aire
a la formación. Este proceso es más efectivo cuando se consumen pequeñas
cantidades de aceite in situ, mientras el resto es desplazado hacia el pozo
productor. Para lograr una mayor eficiencia, el aire puede ser enriquecido con
oxígeno o bien se puede usar oxígeno puro, Fig A.5. El uso de oxígeno requiere
menor energía de compresión y produce grandes cantidades de CO2, lo cual
mejora la recuperación. Sin embargo, el oxígeno tiene la desventaja de ser muy
corrosivo.
El método de combustión más utilizado, es aquel en el cual el frente de
combustión avanza en la misma dirección que el aire u oxígeno inyectado. El aire
inyectado se encuentra primeramente con la arena, la cual es calentada, y
posteriormente, el aire caliente pasa a la zona angosta de combustión, donde
reacciona con el coque resultante de la desintegración térmica del aceite in situ. El
calor generado proviene de la combustión de los compuestos más pesados que
permanecen en el yacimiento. En la zona más alejada del frente de combustión,
los gases de combustión, el agua intersticial y los hidrocarburos volátiles son
evaporados y transportados hacia la zona, donde el agua y los hidrocarburos son
condensados.
308
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig A.5. Proceso de Combustión in situ
Algunos problemas que se presentan al usar este proceso, es que algunas
veces las temperaturas son tales, que el frente de combustión alcanza la zona del
pozo productor, cuando esto sucede los pozos son destruidos por el calor. Otros
inconvenientes son: tendencia del flujo de aire hacia formaciones heterogéneas,
poca inyección de aire, daño a la formación, reducción de la permeabilidad,
erosión, corrosiones, emulsiones, enarenamiento.
2.- Desplazamiento por vapor de agua.
Es un proceso de pozos múltiples, el vapor es inyectado en los pozos
inyectores, en una diversidad de esquemas de espaciamiento y localización, y el
crudo es producido desde los pozos productores. El desplazamiento por vapor de
agua permite lograr un factor de recuperación de hasta un 40 % pero requiere
buena movilidad entre los pozos para inyectar vapor de baja densidad por la
gravedad, las heterogeneidades de los yacimientos y el monitoreo del frente de
vapor.
309
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
La inyección de vapor de agua es un proceso de desplazamiento que requiere
por lo menos dos pozos, uno inyector y otro productor; en el primero se inyecta la
cantidad deseada de vapor generado en la superficie hacia el subsuelo para
desplazar al aceite hacia los pozos productores donde es bombeado hacia la
superficie, tratado y, finalmente enviado al mercado. El vapor inyectado se
extiende en un área muy grande del yacimiento, por lo que se recupera un gran
porcentaje de aceite in-situ.
Este proceso es más costoso cuando algunos pozos productores deben
convertirse en inyectores debido a que requieren un constante suministro de
vapor. En la inyección de vapor, los procesos involucrados en la recuperación de
aceite son más complejos, Fig A.6. Por lo tanto, el significado de ―mecanismo‖
implica procesos de desplazamiento de aceite así como alteraciones en los
procesos que hacen el desplazamiento más efectivo. Los mecanismos de la
inyección de vapor están íntimamente ligados con los efectos sobre las rocas del
yacimiento y las propiedades de los fluidos. Con base en investigaciones de
laboratorio de recuperación térmica, los mecanismos que influyen para el
desplazamiento de fluidos con inyección de vapor son:
o
o
o
o
o
o
o
o
Vapor.
Solventes in-situ.
Reducción de la viscosidad.
Variaciones en la presión capilar y en la permeabilidad.
Expansión térmica.
Segregación gravitacional.
Gas en solución.
Emulsiones.
310
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig A.6. Proceso de Inyección de Vapor
Los principales mecanismos de desplazamiento en la zona de vapor son la
segregación gravitacional y el desplazamiento por vapor, esta zona puede existir
en la vecindad del pozo inyector, la cual se encuentra a la temperatura del vapor
inyectado; la saturación de aceite en esta zona es muy baja.
Los mecanismos que predominan en la zona de calor condensado son la
reducción de la viscosidad, variación de la permeabilidad, expansión térmica,
segregación gravitacional y los solventes in-situ; en esta zona es donde se da un
barrido por agua caliente.
Estos avances extienden el proceso desde aceites con gravedades mayores a
20 °API hasta aceites con gravedades menores a 10 °API. Algunos inconvenientes
de la inyección de vapor son: las pérdidas de calor, el gran consumo de
combustible, la fuga de vapor por el espacio anular y la segregación gravitacional.
3.- Drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD).
Este proceso incluye dos pozos horizontales paralelos perforados desde un
mismo punto o de puntos adyacentes. La separación vertical entre los pozos debe
ser de 5 a 7 [m] aproximadamente; la longitud horizontal de los pozos varía,
311
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
aunque normalmente la longitud usada es de 1 [Km]. El pozo superior debe
encontrarse cerca del límite superior del yacimiento.
Al principio el vapor es circulado en ambos pozos para calentar suficientemente
el aceite, en la vecindad de los pozos para que este fluya hacia el pozo más
profundo. Después el pozo más profundo se convierte en pozo productor. Se
inyecta continuamente vapor en el pozo superior mientras que el pozo inferior
produce el aceite calentado, asegurándose continuamente que el vapor sea
inyectado por debajo de la presión de fractura de la roca, Fig A.7.
Esto gradualmente crea una cámara de vapor la cual se desarrolla mediante el
vapor condensado proporcionando calor latente al yacimiento. El aceite caliente y
el agua se desplazan mediante segregación gravitacional hacia las fronteras del
pozo productor. La gravedad hace que el petróleo movilizado fluya en sentido
descendente, hacia el productor horizontal inferior.
Durante este periodo el ritmo de producción aumenta constantemente hasta que
alcanza la cima del yacimiento. El SAGD no solo contrarresta el efecto de la alta
viscosidad sino también proporciona el desplazamiento necesario para que el
aceite se produzca cuando el yacimiento comienza a depresionar.
Fig A.7. Drenaje Gravitacional Asistido por Vapor
312
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
4.- Inyección de agua caliente.
En este proceso el agua debe ser calentada a una temperatura mayor que la
temperatura original del yacimiento, pero menor a la temperatura de vaporización
del agua a condiciones de yacimiento. En el yacimiento el agua caliente fluye
dentro de la formación perdiendo calor hasta igualar la temperatura del yacimiento.
Inmediatamente después de la inyección del agua, comienza a formarse una zona
caliente y un banco de agua fría. El mayor problema en la inyección de agua
caliente es la gran movilidad del agua caliente y la baja movilidad del aceite. Esto
causa un barrido muy deficiente resultando una alta recuperación de agua y una
pobre recuperación de aceite.
Los beneficios de la inyección de agua caliente ocurren mucho tiempo después
de que el agua fría es producida por el pozo productor y la recuperación de aceite
tiene necesariamente altos gastos de agua - aceite. El calor disminuye la
viscosidad y la densidad del aceite y del agua. Los beneficios económicos
dependen primordialmente del calor requerido para producir más aceite. Este
costo depende de la cantidad de calor perdido en los alrededores de la formación.
El calor perdido depende del espesor del yacimiento, temperatura y gasto del
agua, la profundidad de la formación y las características de las rocas del
yacimiento. En general el porcentaje de calor perdido disminuye mientras el gasto
de inyección y el espesor del yacimiento aumenta.
5.- Inyección de aire de principio a fin (toe-to-heel-air-injection, THAI).
THAI es un método de recuperación mejorada el cual involucra los conceptos
de combustión in-situ y pozos horizontales. Usa un pozo productor horizontal en
lugar de uno vertical como en la combustión in-situ convencional, el pozo inyector
puede ser horizontal o vertical. El frente de combustión se propaga a lo largo del
pozo horizontal desde los dedos (toe) hasta el talón (heel). Debido al eficaz barrido
en el yacimiento por la combustión y los frentes de gases calientes, el THAI es
capaz de lograr altas recuperaciones de hidrocarburos pesados y de las arenas
bituminosas (alrededor del 90 %). El combustible para lograr la reacción de
combustión (principalmente el coque) es generado adelante del frente de
combustión creado por la reacción de craqueo térmico de los residuos pesados
(asfáltenos, resinas y aromáticos). El proceso implica alta temperatura y alta
presión y puede involucrar un producto químico catalizador para mejorar la
eficiencia de los procesos. El principal mecanismo de recuperación para
hidrocarburos pesados del THAI es el mismo que se usa para la combustión in-situ
313
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
convencional, por ejemplo: la quema de residuos pesados o una fracción de coque
produce el calor necesario para incrementar la temperatura de la formación,
reduciendo la viscosidad del aceite in-situ e incrementando su movilidad, Fig A.8.
Los residuos pesados se quedan detrás después del desplazamiento de los
componentes ligeros y del craqueo térmico, estos residuos poseen un peso
molecular muy alto y puntos de ebullición muy altos. En el THAI se conserva el
efecto de mejora térmica. Esto se debe al comportamiento del flujo de fluidos el
cual ocurre delante del frente de combustión a diferencia de la combustión in-situ
convencional.
La movilización de aceite en la CIS convencional se da en las regiones frías.
En la CIS convencional los fluidos (gas, vapor, agua e hidrocarburos) se mueven
hacia la formación (horizontalmente) del pozo inyector vertical al pozo vertical
productor. La diferencia de densidades entre el gas y el aceite causa segregación
gravitacional. En el THAI se puede controlar o eliminar el efecto de segregación
gravitacional situando el pozo productor horizontal cerca de la parte inferior de la
zona de aceite, el único camino para el gas y los líquidos es fluir de arriba hacia
abajo directamente hacia el pozo productor horizontal, Fig A.9.
Fig A.8. Esquema del Proceso THAI
314
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig A.9. Proceso THAI
Tecnologías para producir Petróleo Pesado
Las tecnologías con las que se cuenta hoy en día y más aun en las que se
estarán investigando y desarrollando tecnologías nuevas para la producción de
crudos pesados están divididos en tres grupos:
1. Métodos Térmicos
2. Métodos Convencionales
3. Método de Producción en Frío
1. Métodos Térmicos
Consisten en lograr el calentamiento del petróleo en el fondo y a lo largo del
pozo. El calor necesario para lograr lo anterior puede provenir de la electricidad o
de las microondas.
315
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Calentadores de Fondo
Son utilizados principalmente para acelerar la producción inicial del petróleo;
existen dos tipos, el inductivo que genera calor de acuerdo a la ley de Maxwell, y
el resistivo que genera calor de acuerdo al efecto de Joule, éste último requiere un
tiempo extenso para calentar el petróleo, Fig A.10.
Fig A.10. Calentadores de Fondo
Sistema Calentador de Tubería
La tubería de metal es energizada de manera controlada con potencia eléctrica,
Fig A.11.
Fig A.11. Calentador de Tubería
316
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig A.12. Sistema DHH
Calentamiento de la vecindad del pozo
Calentamiento en la vecindad del pozo con corriente de baja frecuencia: utiliza
un mecanismo de conducción iónica que viaja a través del agua que se encuentra
en los poros de la roca. El efecto de la generación del calor reduce la presión en la
vecindad del pozo, por una disminución de la viscosidad y aumento en la
movilidad del crudo, Fig A.13. Este sistema también se puede utilizar para calentar
el yacimiento por bloques, en este caso la corriente es dirigida a calentar el
espacio entre pozos.
317
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig A.13. Sistema de Calentamiento de la Vecindad del Pozo
Cables calentadores
Éstos pueden ser utilizados para calentar la tubería o la formación cuando no
se tiene la certeza de que el agua conducirá la corriente eléctrica. El cable está
definido como un sistema trifásico que cuenta con un cable de distribución de
energía, un transformador, un espaciador flexible, y armaduras de acero
galvanizado que ofrecen resistencia a los daños mecánicos y al medio ambiente
corrosivo. Este sistema es de fácil instalación, requiere un bajo costo de inversión
y es resistente en condiciones de alta presión en los pozos, Fig A.14.
318
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig A.14. Cables Calentadores
2. Métodos Convencionales
Contemplan diversos aspectos para la optimización de la producción, entre ellos
los que ya se conocen de estos ya se hablo anteriormente, son los que se han
usado hasta ahora, uno de ellos son la inyección de disolventes, Fig A.15.
319
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig A.15. Inyección de Disolventes en Pozos Verticales y Horizontales
3. Método de Producción en Frío
Esta técnica (realmente de minería). A partir de los 90´s se empezaron a
generar la mayoría de los métodos, ahora llamados tradicionales de producción
por medio de pozos y tuberías a temperaturas de yacimiento y sin ningún tipo de
calentamiento de los fluidos en su transporte. Aún en estos días, algunos
operadores utilizan estos métodos de recuperación primaria de aceites pesados,
también llamados de producción en frío, es decir a temperatura del yacimiento, sin
ningún calentamiento o actividad de mantenimiento de la temperatura del fluido en
su transporte hacia la planta de proceso.
Los factores típicos de recuperación en el modo o método de producción en frío
son del 1 al 10%. Dependiendo de las propiedades del fluido (más
importantemente la viscosidad) la producción en frío puede mantenerse y
extenderse con ayuda de algún tipo de sistema artificial de producción, como la
inyección de algún aceite ligero, diluyentes o reductores de viscosidad y
últimamente con el uso de bombas electro centrífugas y otro tipo de bombas.
Algunos de estos yacimientos someros producen más eficientemente a través
de pozos horizontales y en esquemas de producción de aceite-arena. Una vez que
320
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
la producción en frío alcanza su límite económico, es necesario iniciar la
recuperación secundaria y mejorada, la cual puede involucrar el calentamiento
artificial de los hidrocarburos.
Dentro de las técnicas o métodos usados se incluye la inyección de vapor de
agua a través de los pozos hacia el yacimiento en forma cíclica, permitiendo
incrementar el factor de recuperación del 20 al 40%. Una variación de esta técnica
es la de tener pozos inyectores de vapor hacia el yacimiento en forma continua,
mientras los pozos productores están también operando en forma continua,
ciertamente, la correcta localización de pozos de inyección de vapor y los de
producción permitirá un mayor incremento en el factor de recuperación, algunas
veces hasta del orden de 80% dependiendo del tipo y características de la
formación y del fluido.
Conclusiones
Es bien conocido que los operadores con mayor experiencia en la explotación
de estos campos y fluidos pesados han requerido de grandes inversiones a largo
plazo para lograr un retorno adecuado de la inversión.
En sistemas de producción de aceite pesado se estima el valor de la tecnología
utilizada o introducida como la habilidad para reducir el costo total de producción y
proceso. En este sentido la tecnología usada para aseguramiento del flujo tiene un
impacto enorme al permitir reducciones en el costo de producción por un factor de
2 ó 3 veces menos de los que originalmente costaba efectuar la producción en
estos yacimientos.
La perforación de pozos horizontales más largos y complicados, aún en
yacimientos someros, ha representado reservas adicionales. El costo asociado es
alto, sin embargo representa solo un porcentaje menor al relacionado con la
inyección de fluidos y a las tuberías y sistemas artificiales de producción
necesarios para movilizar a estos viscosos aceites hacia la superficie.
En México y dada la naturaleza de los hidrocarburos que mayormente se han
encontrado en forma reciente, la fase liquida de alta densidad y viscosidad con
poco gas en solución, ha generado que los eventos transitorios sean muy rápidos
y por lo tanto capaces de producir perturbaciones o eventos transitorios mayores
en el sistema, con graves consecuencias en todas las instalaciones o procesos.
321
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Para evitar o prevenir los probables transitorios o problemas operativos es
necesario modelar y simular en forma dinámica, todos y cada uno, de los modos y
maneras de operación normal y de contingencia que se puedan generar durante la
vida útil de operación de la plataforma y del resto del sistema, incluyendo la
evolución o cambios en los componentes del sistema, los incrementos o
decrementos en la producción. Además de tomar una actitud preventiva y de
planeación para evitar obstrucciones o taponamientos del flujo.
Los márgenes de seguridad y riesgo de operación en estos sistemas de
producción serán mínimos y de un alto costo, sin un mecanismo o técnica para
prevenir y evitar que requiere de herramientas de tipo predictivo y dinámico.
322
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
323
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Anexo B
Aseguramiento de Flujo
El aseguramiento de flujo consiste principalmente en el diseño de sistemas que
permitan y mantengan el flujo adecuado ya sea de crudo y/o gas en un pozo
petrolero tanto en zonas terrestres como en marinas.
La disciplina de aseguramiento del flujo es uno de los tópicos centrales en la
definición de la arquitectura e ingeniería de transporte y proceso de los sistemas
de producción petrolera.
La expresión ―Aseguramiento del Flujo‖ fue originalmente usada por Ingenieros
en Petrobras en la década de los noventas del siglo pasado, como ―Garantia de
Fluxo‖, lo cual se traduce en forma literal: ‗Garantizar el Flujo‖. En ese entonces,
básicamente significaba, el cubrir los aspectos de Termo hidráulica y
Fisicoquímica de los sistemas de producción, que les permitiera hacer producir
sus yacimientos de aceite pesado en aguas profundas. Debido a que la búsqueda
de petróleo y gas cada vez es más complica sobre todo cuando se aleja costa
afuera hacia ambientes más profundos y más hostiles, así como cuando se
producen crudos pesados la garantía de un flujo confiable de hidrocarburos se ha
convertido en un reto cada vez más exigente. Presiones altas, temperaturas frías y
compuestos químicos corrosivos se combinan para aumentar la viscosidad y la
acumulación, lo que restringe el flujo todo esto acompañado de enormes
demandas sobre las líneas, las tuberías ascendentes y los equipos.
La especialidad de Aseguramiento del Flujo ha madurado y actualmente
implica una mayor definición de actividades, las cuales incluyen la planeación,
desarrollo, implantación, mantenimiento y operación de tecnologías y estrategias
para asegurar o garantizar que el fluido sea producido efectivamente desde el
yacimiento, pozo, transportado y procesado en los sistemas petroleros en forma
segura y dentro de normas y estándares ambientales, con lo cual se tiene la
confianza de que se producirá lo más posible y siempre sin poner en riesgo al
medio ambiente.
El Aseguramiento del flujo se define como el proceso de análisis estructurado
en el cual se requiere:
 Un profundo conocimiento de las propiedades de los fluidos producidos
(análisis PVT), transportados y procesados.
324
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
 Un detallado análisis térmico e hidráulico del sistema (Simulación y Flujo
Multifásico).
 El desarrollo de estrategias para el control (Adicionalmente a los problemas
de transporte derivados de la baja densidad en °API y alta viscosidad del
crudo)
El objetivo principal del aseguramiento del flujo es:
 Mantener la trayectoria del flujo abierta en todo momento desde el
yacimiento – pozo, recolección de producción hasta el complejo de
Producción.
 Mantener el perfil de producción a lo largo de la vida operativa del sistema.
 Minimizar las salidas de operación por trabajos de remediación o
mantenimiento.
Para el mejor ejercicio de esta especialidad, debe existir una estrecha
interacción dinámica entre los laboratorios de producción, para efectuar un
eficiente monitoreo de los sistemas y fluidos producidos, y de todas las tareas
combinadas de aseguramiento del flujo. El muestreo frecuente y periódico de los
fluidos producidos y su análisis de laboratorio, para seguir su evolución durante la
vida del yacimiento, acoplado con el modelado y simulación dinámica de tipo
predictivo enlazado a través de sistemas de monitoreo en línea, asegura entre
otros beneficios posibles, una operación óptima durante la vida de producción del
sistema.
Para la correcta estimación de la economía del proceso integral de diseño y
producción de hidrocarburos se requieren análisis para la evaluación, planeación y
administración del riesgo, así como la definición correcta de procedimientos
operacionales mediante la simulación dinámica del proceso de producción.
En México y dada la naturaleza de los hidrocarburos que mayormente se han
encontrado en forma reciente, la fase liquida de alta densidad y viscosidad con
poco gas en solución, ha generado que los eventos transitorios sean muy rápidos
y por lo tanto capaces de producir perturbaciones o eventos transitorios mayores
en el sistema, con graves consecuencias en todas las instalaciones o procesos.
325
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Además de estos es importante el aseguramiento de flujo en las zonas de agua
profundas pues también es un campo donde es vital conservar el flujo en todo el
sistema de producción.
Actualmente las reservas con las que cuenta el país y más aun las nuevas
reservas que se están encontrando en México, es principalmente e dos fuentes;
(1) Crudos Pesados; es decir aceites con altas densidades lo que hace que no
sean tan fácil de fluir. (2) Agua Profundas; aun hay muchos yacimientos en aguas
profundas que no podemos explotar aun, y es necesario recurrir a ellos pero para
esto es necesario entra en el tema del aseguramiento de flujo.
Los modelos disponibles en el mercado y las respectivas simulaciones
dinámicas de flujo multifásico y proceso, no pueden ofrecer resultados confiables
para predecir, anticipar o eliminar problemas de aseguramiento del flujo sin
buenos datos de las propiedades de PVT.
Actualmente se contempla incorporar a corto plazo reservas provenientes de
campos ubicados en aguas profundas, además de campos que cuentan con
crudos pesados, así como el requerimiento de estudios integrales asociados al
aseguramiento de flujo para los campos que actualmente están activos, bajo la
visión del sistema yacimiento-pozo-instalaciones.
Los servicios independientes contemplan el control de las variables que
intervienen en la reducción y restricción del flujo de hidrocarburos en el sistema
yacimiento-pozo-instalaciones, a través de la aplicación de sistemas, herramientas
y equipos o nuevas tecnologías, que están surgiendo no solo en México si no a
nivel mundial.
Los principales aspectos que incluyen estos servicios en aseguramiento de
flujo son proporcionados por el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) en las áreas
siguientes:
1. Evaluación de precipitación y acumulación de parafinas, asfáltenos y la
formación de hidratos.
2. Predicción de taponeo severo en líneas de recolección.
3. Diseño y optimización de sistemas de control, tanto químicos como mecánicos.
4. Evaluación de sistemas artificiales de producción.
326
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
5. Análisis y evaluación del comportamiento del sistema yacimiento pozo
instalaciones.
El objetivo principal de los servicios es, predecir los problemas asociados al
aseguramiento de flujo que pudiera presentarse en el sistema ―yacimiento pozo
instalaciones‖. Y en su caso, proponer medidas correctivas, mediante
herramientas de simulación,
Es por eso que en IMP se están incorporando una cartera de proyectos en esta
rama que consta de 21 temas principales, los cuales se encuentran actualmente
en fase de diseño ya que algunos requieren asimilación de tecnología o
investigación y desarrollo tecnológico para que operen en un corto plazo, esto
debido a que es de suma importancia poder contar con el aseguramiento de flujo
de estas reservas con las que cuenta el país, a continuación se enlistan:
1. Control de depósitos orgánicos/daño a la formación mediante productos
químicos inhibidores y/o disolventes.
2. Modelo estático de precipitación de asfáltenos en núcleos o medio poroso.
3. Simulación integral Yacimiento-Pozo.
4. Selección y limpieza de núcleos para los estudios de flujo de fluidos.
5. Procesamiento sísmico.
6. Estudio de daño a la formación y su control en tapones formados por depósitos
orgánicos.
7. Estudio integral para la predicción y control de depósitos de asfáltenos,
parafinas o hidratos de gas natural.
8. Control de arenas y depósitos de compuestos orgánicos e inorgánicos.
9. Estimulación de pozos.
10. Estudios de comportamiento de sistemas artificiales de producción.
11. Muestreador de hidrocarburos.
327
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
12. Sistema de detección de fugas por termometría.
13. Medición de presión/temperatura en pozos.
14. Técnicas de eliminación del SLUG severo en tuberías verticales/riser operado
en tiempo real y monitoreo en línea.
15. Sistemas de detección de fugas de mezcla multifásica en aguas profundas
operando en tiempo real y monitoreo en línea.
16. Optimización de instalaciones superficiales de producción.
17. Sistema de optimización de la producción de pozos.
18. Caracterización de las composiciones de las corrientes monofásicas y
multifásicas de hidrocarburos y agua.
19. Manejo de la producción de hidrocarburos.
20. Análisis y diseño de sistemas de medición de hidrocarburos.
21. Implantación de programas de cómputo para la cuantificación de volúmenes.
Como se menciono anteriormente el aseguramiento de flujo tiene sus dos
principales funciones en crudos pesados y en producción en aguas profundas.
Ahora describamos algunas tecnologías con las que se cuentan en estas dos
disciplinas así como los problemas presentes en la producción de crudo pesado y
la producción en aguas profundas.
Aseguramiento de Flujo en Crudos Pesados
Actualmente en México es difícil encontrar aceites con crudos ligeros ya que
contamos especialmente con crudos pesados en nuestro país. Y además en
México la producción nacional de crudos pesados y altamente viscosos se
incrementará en forma muy importante y se estima que podría a llegar a
representar más del 50% de la producción petrolera para el año 2020. La
producción actual más importante de este tipo de crudo ha sido, es y continuara
siendo la proveniente de la regiones Marinas, según lo indica la Comisión Nacional
de Hidrocarburos.
328
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Para disminuir los problemas de aseguramiento del flujo asociados con la
producción de los crudos pesados es necesario analizar desde las etapas
tempranas de producción, o aún antes de iniciar la producción, con la finalidad de
minimizar fases de fluidos alternas que se podrían llegar a formar desde el
yacimiento, a través del pozo y líneas superficiales, así como en el equipo de
proceso.
Se sabe muy bien que las características primarias de la formación productora,
como son: la porosidad, permeabilidad y presión determinan el comportamiento de
producción del yacimiento, mientras que la densidad y viscosidad del fluido
condicionan y norman mayormente el método de producción que se debe usar
para llevarlo a la superficie y a las plantas de proceso.
La energía calorífica del fluido se empieza a perder en su transporte hacia la
superficie, a través de las paredes de las tuberías y recubrimientos de los pozos y
tuberías superficiales en forma más importante y a ciertas temperaturas
relativamente bajas (20 a 40 °C), a las cuales la viscosidad empieza a detener a
estos fluidos en su trayectoria hacia los centros de proceso o de exportación.
La densidad del aceite es de menor importancia en el transporte, aunque es
extremadamente importante en el proceso en las refinerías y no varía en forma tan
significativa con respecto a la temperatura como lo hace la viscosidad del aceite.
Anteriormente, se definían como aceites pesados a aquellos aceites con
densidades entre 10 a 23 °API. Sin embargo, es ahora común incluir como aceites
extra pesados aquellos que están en el rango de 7 a 10 °API. Los aceites ultra
pesados comunes están contenidos en arenas bituminosas, son extraídos
mediante métodos de minería y con auxilio de otras corrientes de fluidos
calentados para separarlos de las arenas o tierras que los contienen.
Existe cierto conocimiento de algunos ―culpables materiales‖ que generan en la
naturaleza estos aceites pesados y se utiliza el término ―degradación‖ para
explicar esta generación de fluidos hidrocarburos pesados y ultra pesados.
La degradación puede ocurrir por la acción de agentes biológicos. Algunas
bacterias, que viven normalmente en la zona de contacto agua-aceite de los
acuíferos de los yacimientos, metabolizan los hidrocarburos parafínicosnafténicos
y aromáticos en los hidrocarburos de cadena larga y pesada (aun cuando se sabe
que existen otras bacterias que digieren en el sentido inverso, esto es, de
329
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
hidrocarburos pesados a más ligeros). La degradación también puede ocurrir por
procesos físicos de separación en el yacimiento, donde el agua de la formación
pueden remover o separar los aceites ligeros de los pesados, empujando los
ligeros hacia la superficie mientras los pesados permanecen, por mayor densidad
que la del agua, en la parte baja de la formación.
Estos costos operativos deben ser proyectados varias décadas en el futuro,
dependiendo obviamente de la extensión y tamaño del yacimiento, dado que el
ritmo de producción en este tipo de yacimientos es necesariamente lento para
lograr altos factores de recuperación.
Pocos hemos observado el significado físico de tener un fluido tan viscoso,
como aceites pesados a los que nos referimos, pero basta mencionar que estos
aceites se comportan como miel natural de abeja a una temperatura de 20 oC o
aproximadamente 2,000 cp. Aun cuando es fácil encontrar aceites en México que
a 20 °C tienen una viscosidad de ~25,000 cp.
El rango de viscosidades reportadas por los laboratorios llega a variar desde
25,000 hasta 35,000 cp a 15 °C, aún en yacimientos contiguos, lo cual indica que
podrían llegar a provocar problemas de transporte, en las condiciones climáticas
relativamente benignas de la sonda de Campeche.
Actualmente tenemos muy poco desarrollo en tecnología relacionado a esta
forma de explotación de hidrocarburos ya que en México principalmente
contamos con crudo es zonas marinas y de crudos pesados.
Adicionalmente a los problemas de transporte derivados de la baja densidad
en °API y alta viscosidad del crudo, los otros problemas de aseguramiento de flujo
son enormes, por ejemplo:
 Agua producida.
 Hidratos de gas.
 Parafinas.
 Asfáltenos.
 Incrustaciones de tipo orgánico e inorgánico.
330
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
 Corrosión.
 Emulsiones.
 Arena.
 Bacheo severo.
Agua Producida.
En el mundo, en promedio es de 1 a 5 barriles por cada barril de crudo, es decir
se extraen 5 barriles de agua por cada barril de petróleo y esta agua es hasta 5
veces más salina que el agua de mar, esto debido al agua congénita y a los
acuíferos que encontramos en nuestros yacimientos.
Hidratos de Gas.
Los hidratos de gas son compuestos cristalinos donde el agua en forma de
hielo almacena al gas. Es común que los hidratos se formen en zonas de la
tubería donde la temperatura sea muy baja. Son pocos los factores que tienen un
impacto sobre la curva de los hidratos, en especial la composición de los fluidos, la
del agua y su salinidad. Es más fácil prevenirlos, si no se tiene un buen análisis de
los fluidos el diseño del aislamiento térmico se traduce en un desperdicio de
millones de dólares. En la Fig B.1 se puede ver un ejemplo de los hidratos de gas.
Fig B.1. Tubería con Problema de Hidratos de Gas
331
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Parafinas y Asfáltenos.
El petróleo es una mezcla compleja de hidrocarburos que consisten en
aromáticos, parafinas, naftenos, asfáltenos, etc. Cuando la temperatura del
petróleo es reducida, sus componentes pesados como parafinas (C18-C60),
comienzan a precipitarse y depositarse en la pared de la tubería. El petróleo que
tenga alto contenido de parafinas y asfáltenos no presentará problemas de
depósito de parafinas. En la Fig B.2, se ven las características de los asfáltenos.
Fig B.2. Asfáltenos Obtenidos de un Pozo Petrolero
Depositación de sólidos orgánicos.
El petróleo presenta una serie de fenómenos complejos que permiten mantener
en equilibrio fracciones ligeras y pesadas de hidrocarburos. Este delicado balance
composicional se rompe una vez que el pozo es puesto a producir, debido a las
grandes caídas de presión y temperatura lo que genera la precipitación de
parafinas, asfáltenos e hidratos de gas. Estos compuestos pueden obstruir el flujo
en la zona productora cercana al pozo, en el pozo mismo y en las líneas
superficiales ya sea en tierra o en el lecho marino; impactando directamente en el
costo del proyecto.
Para definir qué tecnologías preventivas y correctivas se deben utilizar, es
necesario conocer,
332
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
A) Las condiciones de operación bajo las cuales se pueden depositar los
compuestos.
B) La composición de los fluidos transportados para determinar la cantidad
en la que presentarán éstos.
Corrosión.
La vida útil del equipo de la industria petrolera se acorta a menudo como un
resultado de la corrosión.
En términos técnicos simplificados, la corrosión ha sido definida como la
destrucción de un metal por reacción química o electroquímica por el medio
ambiente y representa la diferencia entre una operación libre de problemas con
gastos de operación muy elevados.
Para efectos prácticos, es casi imposible eliminar la corrosión y el secreto
efectivo de la ingeniería en este campo radica más en su control, que en su
eliminación siendo necesario tomar en cuenta el fenómeno corrosivo desde el
diseño de las instalaciones y no después de ponerlas en operación.
Lo que sucede con la corrosión en las tuberías debido a factores como los
elementos químicos que transportamos desde el fondo del pozo hasta la
superficie, y al factor tiempo, es que nos impide el libre pasó de los fluidos por lo
cual perdemos energía en el proceso de llevar los hidrocarburos del fondo del
pozo a la superficie. En la Fig B. 3 se ejemplifica la corrosión.
Fig B.3. Tubo con Problemas de Corrosión
333
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Emulsiones.
Durante la producción del petróleo, siempre se produce el petróleo asociado
con agua en dos maneras, la primera es denominada agua libre y se separa
fácilmente por acción de la gravedad en tanques de asentamiento. La segunda es
agua dispersada en gotas en el petróleo, formando una emulsión agua/aceite
(W/O).
El agua emulsionada con el petróleo constituye en la industria uno de los
grandes problemas a enfrentar, ya que representa un volumen extra que acarrea
dificultades de transporte, así como mayor consumo de energía por el
calentamiento adicional requerido, además de problemas de corrosión en
tuberías, bombas, tanques y todo tipo de accesorios relacionados.
Una emulsión, es un sistema polifásico que contiene dos fases líquidas
inmiscibles, una de las cuales esta dispersada en la otra, una fase se encuentra
en forma fragmentada llamada fase dispersa dentro de la otra llamada fase
continua; y cuya estructura es estabilizada por un agente surfactante llamado
emulsionante.
En la mayoría de los casos en los cuales se hace una emulsión con dos
líquidos inmiscibles, uno de los líquidos es una fase acuosa y el otro una fase
aceite u orgánica.
a) Aceite en agua (O/W). Esta emulsión contiene gotas de aceite
dispersadas en agua, es la emulsión normal para todas las aplicaciones con
excepción de la producción de petróleo, en la cual se denomina emulsión inversa.
b) Agua en aceite (W/O). En esta emulsión la fase dispersa es el agua
mientras que la continua es el aceite, esta es la emulsión normal en la industria
petrolera y la inversa para todas las demás aplicaciones.
c) Agua en aceite en agua (W/O/W). Cuando las gotas de aceite de una
emulsión O/W contienen en su interior gotitas de agua, se dice que se tiene una
emulsión múltiple del tipo W/O/W. Las emulsiones múltiples se encuentran en
forma espontánea en ciertas circunstancias, o pueden prepararse a propósito.
d) Aceite en agua en aceite (O/W/O). Este tipo de emulsión no se encuentra
con frecuencia y está constituida por una fase continua de aceite con gotas
334
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
dispersas de agua en su interior, las cuales a su vez contienen pequeñísimas
gotas de la fase aceitosa.
Durante las operaciones de extracción del petróleo, la mezcla bifásica de
petróleo y agua de formación se desplazan en el medio poroso a una velocidad del
orden de 1 pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión, lo cual
representa también perdida de flujo a lo largo de la tubería nos representa
restricciones de flujo. En la Fig B.4, vemos en forma microscópica unas partículas
de aceite que contienen agua en emulsión.
Fig. B.4. Crudo con Agua en Emulsión
Arena.
El fenómeno de producción de arena se presenta en yacimientos de petróleo,
conformados por roca llamada arenisca, durante el proceso de explotación de los
hidrocarburos, según Wang la producción de arena ocurre cuando la fuerza
aplicada por el flujo de fluido sobre las partículas de arena que conforman la roca
es mayor que su resistencia como se ve en la Fig B.5, algunas partículas de arena
se desprende al producirse el fluido y son arrastradas con este hasta la superficie.
335
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig B.5. Desprendimiento de Arena al Producir el Fluido
El principal problema ocurre cuando estas partículas de arena que se
desprenden de la roca se mezclan con el fluido producido, es decir al producir los
hidrocarburos, estos pueden contener partículas de arena, lo cual es una
restricción al flujo, pues en primer lugar se vuelve más densa la mezcla, y si la
cantidad de arenas es mucha puede llegar a presentar grandes tapones en la
tubería e impedir el libre paso del crudo y el gas producido.
Bacheo severo.
Condición de operación inestable caracterizada por la formación intermitente de
baches de hidrocarburos en forma líquida originada en la base de la tubería de
producción ascendente o riser. La formación de baches de hidrocarburos líquidos
en los oleogasoductos se denomina bacheo transitorio.
El bacheo hace referencia por el flujo intermitente de crudo que sale del
yacimiento y llega a la superficie mediante la tubería de producción, esto se puede
detectar por que llega una cantidad de hidrocarburos seguido de un periodo sin
flujo hacia la superficie y posteriormente otro nuevo volumen de hidrocarburos,
son periodos transitorios y que se alternan de hidrocarburos y periodos sin
hidrocarburos, esto por obvio reduce la producción y representa un problema serio
en la industria petrolera.
336
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Estos son los principales problemas a los que se presenta el flujo en tuberías
derivados de crudos pesados y para lo cual debe de intervenir el aseguramiento
de flujo.
Los riesgos operaciones más severos en instalaciones costa afuera son los
asociados con el transporte multifásico de fluidos. Cuando agua aceite y gas están
fluyendo simultáneamente dentro de las tuberías, existe una gran posibilidad de
que se presenten problemas tales como:





El agua y el gas pueden formar hidratos.
Las parafinas y asfáltenos pueden depositarse en las paredes.
Con un alto corte de agua puede haber corrosión.
Con cambios de temperatura y presión y mezclas con agua incompatible,
se pueden formar escamas o incrustaciones.
Debido a la alta viscosidad del petróleo se puede generar bacheo y
provocar problemas operacionales.
El primer paso consiste en el correcto muestreo y análisis de los fluidos; del
petróleo, se deben determinar, la composición, si existe la posibilidad de
depositación de parafinas y qué tan alto es el potencial de depositación de
asfáltenos. Del agua es necesario conocer, los riesgos de formación de
incrustaciones minerales, las tendencias a formar hidratos, corrosión, y
compatibilidad con agua de otros intervalos productores o agua de inyección en la
formación.
Antes de un bloqueo, los depósitos reducen el diámetro interno de la tubería
ocasionando grandes pérdidas de presión. Cuando existe un bloqueo de petróleo
éste permanece más tiempo en la zona de baja temperatura del exterior de la
tubería ocasionando que la temperatura del petróleo descienda aún más y exista
mayor precipitación.
Tecnología en el aseguramiento de flujo
La tecnología usada para aseguramiento del flujo tiene un impacto enorme al
permitir reducciones en el costo de producción por un factor de 2 ó 3 veces menos
de los que originalmente costaba efectuar la producción en estos yacimientos
La perforación de pozos horizontales más largos y complicados, aún en
yacimientos someros, ha representado reservas adicionales. El costo asociado es
alto, sin embargo representa solo un porcentaje menor al relacionado con la
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Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
inyección de fluidos y a las tuberías y sistemas artificiales de producción
necesarios para movilizar a estos viscosos aceites hacia la superficie.
Para evitar o prevenir los probables transitorios o problemas operativos es
necesario modelar y simular en forma dinámica, todos y cada uno, de los modos y
maneras de operación normal y de contingencia que se puedan generar durante la
vida útil de operación de la plataforma y del resto del sistema, incluyendo la
evolución o cambios en los componentes del sistema, los incrementos o
decrementos en la producción. Además de tomar una actitud preventiva y de
planeación para evitar obstrucciones o taponamientos del flujo.
Los márgenes de seguridad y riesgo de operación en estos sistemas de
producción serán mínimos y de un alto costo, sin un mecanismo o técnica para
prevenir y evitar que requiere de herramientas de tipo predictivo y dinámico.
Algunas de las tecnologías que se han usado para resolver estos problemas
presentes en los crudos pesados, y así asegurar el flujo que va del yacimiento
pasa por nuestro pozo y llega a la superficie son las siguientes:
Inhibidores químicos.
Inhibidores termodinámicos: son sustancias que cambian las condiciones de
presión y temperatura de la formación de hidratos, los más son el metanol
(preferido en sistemas de aceite) y el monoetilenglicol (MEG). El metanol provoca
que la temperatura de formación de los hidratos disminuya y entre mayor sea la
cantidad de metanol adicionada mayor será la disminución de la temperatura; sin
embargo, el metanol en grandes cantidades puede causar problemas en el manejo
y almacenamiento debido a su inflamabilidad y su alta toxicidad. Comparado con
el metanol, el MEG es menos inflamable pero está menos disponible. El inhibidor
cinético previene la formación de hidratos durante un cierto tiempo, por lo tanto en
sistemas submarinos es muy importante definir el tiempo que transcurre para que
el petróleo se desplace en el interior de la tubería del fondo marino a la superficie.
Los AA previenen la formación y acumulación de grandes cristales de hidratos y
con ello el bloqueo de la tubería.
Aislamiento Térmico.
Consiste en evitar, en el mayor grado posible, que el ambiente externo a la
tubería provoque que el petróleo disminuya su temperatura. Los métodos de
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Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
aislamiento consisten en, revestir con materiales aislantes directamente en la
superficie externa de la tubería, colocar la tubería que transportará el petróleo
dentro de otra tubería donde el espacio anular entre ellas es completamente o
parcialmente llenado con el material aislante, aunque este método provee un
mejor aislamiento es más caro, y empaquetar las tuberías que transportan
petróleo con las que transportan agua caliente para que se mantenga la
temperatura del petróleo.
Calentamiento eléctrico.
Puede ser directo e indirecto, con el primero la corriente eléctrica calienta
directamente la línea de flujo, mientras que con el indirecto, la corriente eléctrica
fluye a través de un elemento de calentamiento ubicado en la superficie de la
tubería. Este método puede ser utilizado para mitigar o remediar problemas de
bloqueos ya existentes.
Circulación de aire caliente.
Se utiliza para desplazar el fluido frio que se obtiene después de un cierre
prolongado e incluso calentar la tubería y así poder reiniciar la circulación sin
riesgo de formación de hidratos.
Despresurización de sistema.
Se utiliza cuando se requiere cerrar el sistema por largos períodos de tiempo y
consiste en disminuir la presión dentro de la tubería a la cual ya no se forman los
hidratos. También se puede usar este método para eliminar bloqueos pero es un
proceso muy largo que puede llevar meses.
Aislamiento para parafinas.
Con resina epóxica que actúa como una barrera física que impide el flujo de
corriente eléctrica y por tanto el depósito de asfáltenos o fibra de vidrio la cual
reacciona en contacto con el agua y evita que las parafinas se adhieran a las
paredes de la tubería.
Raspado Mecánico (pigging).
Utilizado normalmente en tuberías donde la presencia de hidratos de gas no es
significativa como las líneas de exportación, este método consiste en hacer pasar
339
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
dentro de la tubería un ―pig‖ (también conocido como ―diablo‖) que es un cilindro
de menor diámetro y es empujado por el petróleo producido, a su paso raspa las
parafinas de la paredes. Este procedimiento de limpieza debe hacerse
continuamente para que la obstrucción no impida el paso del ―diablo‖.
Remediadores químicos.
Existen dos tipos de inhibidores, el primero reduce la temperatura de aparición
de las parafinas y previene su depósito, el segundo remueve el depósito lo que
representa un método correctivo. Son materiales sólidos de apariencia fina como
polvo, éstos se precipitan del petróleo cuando existen caídas de presión y
temperatura, junto con estos parámetros, la composición del petróleo controla la
aparición de los asfáltenos por lo que cualquier acción de naturaleza química,
eléctrica o mecánica, en el proceso de producción, que altere dichos parámetros
afecta a la precipitación.
Dispersantes.
Un dispersante de asfáltenos es una solución de uno o más surfactantes
disueltos en un solvente hidrocarbonado de carácter aromático. Tienen como
función evitar la precipitación. Se clasifican de acuerdo al tipo de surfactante que
contienen (aniónicos, no iónicos y poliméricos), como por ejemplo: ácidos
sulfónicos de alquilbenceno, alquilfenoles etoxilados.
Polarización.
Ya sea por magnetismo o electromagnetismo, se modifica la orientación del
polo magnético de las moléculas con lo que se evita el crecimiento y coagulación
de los asfáltenos.
Aseguramiento de Flujo en Agua Profundas
En el caso específico del aseguramiento de flujo en aguas profundas, dada su
naturaleza se le considera una disciplina compleja. Es muy similar que los crudo
pesados solo que presenta mayores problemas por las bajas temperaturas y
grandes presiones que representa la profundidad del mar hay que señalar ue van
de la mano especialmente en México nuestros crudos pesados están en el mar
entonces el aseguramiento de flujo no debe separarse si no deben de
340
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
implementarse las tecnologías necesarias para poder beneficiar a la producción de
crudo que es el objetivo.
De acuerdo con las principales compañías que ofrecen servicios en
aseguramiento de flujo en aguas profundas, se involucra cuatro áreas
tecnológicas:
1. Tecnologías de manejo de calor (Termo-hidráulicas).
2. Tecnologías de tratamiento químico.
3. Tecnologías de procesamiento.
4. Tecnologías y herramientas de simulación y remediación.
1. Área de Tecnologías Termo-hidráulicas.








Estudios Termo-hidráulicos en estado transitorio.
Estudios Termo-hidráulicos en estado estable.
Base de datos de caracterización de fluidos, y pruebas en laboratorio
(contenidos dentro del campo o yacimiento).
Estudios de análisis operacionales.
Estudios de nuevos materiales para líneas de flujo y risers para
optimización de aseguramiento de flujo.
Estudios de sistemas de aislamiento de líneas de flujo y risers.
Estudios y tecnologías de calentamiento de ductos y líneas de flujo (trazado
eléctrico, etc.).
Estudios de flujo de lodos (hidratos, parafinas, incrustaciones) en frío.
2. Área de Tecnologías de Tratamiento Químico.


Desarrollo de inhibidores convencionales y de tipo cinético de depósitos
(hidratos, parafinas, asfáltenos, anti-aglomerantes, incrustaciones y
arenas).
Tecnologías de inyección de químicos y estimulación de pozos.
1.- Para control de depósitos.
341
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
2.- Para estimulación de pozos.

Desarrollo de ingeniería de corrosión de instalaciones submarinas.
3. Área de Tecnologías de Procesamiento.




Diseño de equipo de procesamiento submarino (bombas y compresores de
flujo multifásico, manifolds, separadores, trampas de diablos, diablos, risers
y líneas de flujo, etc).
Diseño de equipo y sistemas de procesamiento superficial (bombas y
compresores de flujo multifásico, manifolds, separadores, trampas de
diablos, diablos, risers, etc).
Diseño de equipo para el fondo del pozo (downhold), cabezas de pozos,
árboles, medidores de flujo multifásico, manifolds, que permita el
aseguramiento de flujo y mejore la recuperación de crudo en los equipos
superficiales.
Diseño de medidores submarinos de tipo multifásico.
4. Área de Tecnologías y herramientas de simulación e intervención.









Software para predicción del comportamiento de fluidos en flujo multifásico.
Software para predicción de propiedades de fluidos.
Software para comportamiento de risers y equipo submarino (fatiga,
sometimiento a cargas y tensiones).
Software para modelado de sistemas de encamisado, tuberías, líneas de
flujo, risers, y ductos submarinos.
Software para remediación e intervención remota de instalaciones
submarinas por bloqueo u otras contingencias.
Umbilicales y cables de control submarino.
Desarrollos conceptuales para intervención de ductos en aguas profundas o
equipos de remediación.
Tecnologías de reparación de instalaciones submarinas (ROV´s y RTM´s).
Estudios de comportamiento de sistemas artificiales.
Para ayudarle a superar los retos de las condiciones submarinas y del fondo
del pozo, para establecer el aseguramiento del flujo, se han diseñado ya algunas
tecnologías para ayudar a mantener el crudo desde el yacimiento hasta la
superficie.
342
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Aumento de la flotación.
Esferas de vidrio diseñadas para sobrevivir y funcionar en ambientes
submarinos extremos Fig B.6. Estos aditivos reductores de la densidad son
ideales para la incorporación en espumas sintácticas:

Elevación mejorada de los módulos de flotación distribuidos

Protegen las sartas y tuberías ascendentes de perforación contra las presiones
y corrientes oceánicas

Bloques de flotación para ROV
Fig B.6. Esferas de Vidrio
Aislamiento de las tuberías de producción.
Estos aditivos reductores de densidad responden a la necesidad de un
aislamiento térmico más liviano y más fuerte que permita la operación a mayores
profundidades (Fig B.7):

Resistencia alta y baja conductividad térmica

Formulados en el aislamiento de espuma sintáctica para líneas de flujo y
tuberías ascendentes

Alternativa rentable para el aislamiento de tuberías combinadas.
343
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Fig B.7. Aislamiento Térmico
Líneas de flujo flexibles.
Las cintas reforzadas de filamento de alta resistencia Scotch se utilizan para
retener el blindaje de alambre utilizado en la fabricación de líneas de flujo flexibles,
tuberías ascendentes y conexiones indispensables Fig B.8.

Adhesión sensible a la presión.

Hasta 3 veces más fuertes que las cintas comparables.

Evitan la falla de ―jaula‖, garantizan la integridad de la línea.
Fig B.8. Líneas de Flujo Flexibles
344
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Protección contra la corrosión de la línea de flujo.
Proteja la conexión crítica entre la boca del pozo y el distribuidor o las
instalaciones de producción con los recubrimientos para líneas de flujo (Fig B.9):

Protección contra la corrosión interna y externa

Intervalo amplio de resistencia química
Fig B.9. Protector contra la Corrosión
Conclusiones:
En México contamos con una gran cantidad de reservas aun, pero estas
representan grandes retos debido a que nuestras reservas se encuentran en
aguas profundas, y nuestros crudos son pesados, tenemos la necesidad de
incursionar en nueva tecnología que sea capaz de garantizarnos la producción de
crudo que necesitamos. México puede contar con un 50% de su producción total
de crudo proveniente de crudos pesados por eso es necesario que incursionemos
en esta área.
El aseguramiento de flujo no es otra cosa que lograr llevar hasta la superficie
y los tanques de almacenamiento o plantas de proceso la misma cantidad de
crudo que logramos sustraer de nuestro yacimiento, es decir que lo que
saquemos del pozo sea lo que entreguemos a la planta de proceso, esto nos
permitirá ser más rentable la industria petrolera y más aun tener mayor eficiencia
energética pues todo el producto se podrá utilizar.
345
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
Para lograr lo anterior tenemos que solucionar los principales problemas de la
producción de crudos pesados y producción en aguas profundas, por lo cual es
necesario conocer la tecnología que ya existe y tener las bases necesarias para
poder desarrollar nueva tecnología y el aseguramiento de flujo es un reto que
debemos afrontar de ahora.
346
Explotación Petrolera en Pozos Fluyentes y Utilizando SAP
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